Relazione Finanziaria 2014 - Relazione sulla gestione (pubblicato il 18 febbraio 2015)

RELAZIONE FINANZIARIA 2014RELAZIONE SULLA GESTIONE

RELAZIONE FINANZIARIA 2014

2 LETTERA AGLI AZIONISTI

4 EDISON OGGI

6 I NUMERI DI EDISON

8 STRUTTURA SEMPLIFICATA DEL GRUPPO AL 31 DICEMBRE 2014

9 ORGANI SOCIALI. NOTIZIE RELATIVE AI TITOLI

10 RELAZIONE SULLA GESTIONE

12 ANNO 2014. EVENTI DI RILIEVO

13 Sviluppo attività

15 Altri fatti di rilievo

15 Fatti di rilievo avvenuti dopo il 31 dicembre 2014

16 DATI SIGNIFICATIVI. FOCUS SUI RISULTATI

19 Andamento e risultati 2014 del Gruppo e prevedibile evoluzione nel 2015

21 Edison e i mercati finanziari

22 SCENARIO IN EVOLUZIONE. MERCATI E NORMATIVE

23 Quadro economico di riferimento

26 Andamento del mercato energetico italiano

30 Quadro normativo e regolamentare di riferimento

42 UN ANNO IN SINTESI. ANDAMENTO DEI SETTORI

43 Energia elettrica

45 Idrocarburi

48 Corporate e Altri Settori

49 Raccordo tra risultato e patrimonio netto della Capogruppo e gli analoghi valori del Gruppo

50 RESPONSABILITÀ SOCIALE. AREE DI INTERVENTO

51 Innovazione, ricerca e sviluppo

52 Salute, sicurezza e ambiente

55 Risorse umane e relazioni industriali

58 Rischi e incertezze

67 Altre informazioni

68 Proposta di deliberazione

69 Relazione del Collegio Sindacale

Indice

Galsi

Volturino

Andretta-Bisaccia

Vaglio

Monza

Val Meduna (5 c.li)

Val Caffaro (4 c.li)

Castellavazzo

Naide

Calipso

Tresauro

Cagliari

Pieve Vergonte

Piancone

Battiggio Cogno-La Rocca

Campo

AlbanoVeninaArmisia

Minerbio

San Potito-Cotignola

Centrale KHR(Edison 20%)

San Giovanni Teatino

RagusaSiracusaArgo cluster

Ripabottoni

Piedimonte

Sella di Conza

Volturara-M

Rignano Garganico

otta

Lucito

Melissa - Strongoli

Mistretta

Cologno Monzese

Termoli

CavarzereIzabela

Otranto

Melissa - San Francesco

MedigliaEdison Foro Buonaparte (MI)

Cascine BiancheOviglio

Latina

EL.IT.E

Palermo

Fauzia

Sede

Sede operativa

Centrale termoelettrica

Centrale termoelettrica in stato di conservazione

Centrale a biomassa

Centrale idroelettrica

Impianto eolico

Impianto fotovoltaico

Centro R&S

Giacimento gas

Giacimento olio

Concessione di stoccaggio

Terminale GNL

Metanodotto in progetto

Metanodotto in esercizio

Elettrodotto EL.IT.E.

EDISON IN ITALIA

Sede e uffici Edison

Concessioni/permessi di idrocarburi

Produzione di energia elettrica

Branch del Trading

Branch idrocarburi

IGI

Volturino

Andretta-Bisaccia

Vaglio

Monza

Val Meduna (5 c.li)

Val Caffaro (4 c.li)

Castellavazzo

Naide

Calipso

Tresauro

Cagliari

Pieve Vergonte

Piancone

Battiggio Cogno-La Rocca

Campo

AlbanoVeninaArmisia

Minerbio

San Potito-Cotignola

Centrale KHR(Edison 20%)

San Giovanni Teatino

RagusaSiracusaArgo cluster

Ripabottoni

Piedimonte

Sella di Conza

Volturara-M

Rignano Garganico

otta

Lucito

Melissa - Strongoli

Mistretta

Cologno Monzese

Termoli

CavarzereIzabela

Otranto

Melissa - San Francesco

MedigliaEdison Foro Buonaparte (MI)

Cascine BiancheOviglio

Latina

EL.IT.E

Palermo

Fauzia

EDISON NEL MONDO

Isole Falkland

Algeria

Egitto

Israele

Norvegia

Grecia

Croazia

Italia

Turchia

Ungheria

Romania

Bulgaria

Belgio

UK

RELAZIONE FINANZIARIA 2014RELAZIONE SULLA GESTIONE

2 I Relazione finanziaria 2014

Signori Azionisti,

l’attesa crescita economica in Europa ed in Italia stenta purtroppo a concretizzarsi. Nel 2014 la crescita del PIL nell’Eurozona è stata debole, ferma allo 0,8%, mentre l’Italia è ancora in contrazione dello 0,4%. I mercati dell’energia hanno risentito del contesto economico stagnante in modo ancora più accentuato. Nel 2014 i consumi di elettricità in Europa si sono infatti ridotti del 2,7%, e l’Italia conferma il trend di riduzione in atto da anni, chiudendo a -3,0%. Ancora più in sofferenza il mercato del gas, che vede i consumi in Italia ridursi addirittura dell’11,6%, molto di più di quanto si è verificato in Europa (in riduzione dell’1,5%) principalmente a causa dell’eccezionale produzione idroelettrica dell’anno. I riflessi di una domanda stagnante sono ancora più rilevanti se si guarda alla riduzione dei prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica e del gas, che in Italia è stata del 17% in un solo anno. Nell’ultima parte del 2014 si è inoltre registrato un crollo delle quotazioni internazionali del petrolio, che ha visto addirittura un dimezzamento dei prezzi. La riduzione dei costi delle commodities garantirà un impulso per il rilancio dell’economia, ma costituisce una pressione aggiuntiva per il settore energia. Nel 2014 si è inoltre assistito ad un inasprimento delle tensioni geopolitiche, in Ucraina e non solo, che hanno accresciuto la preoccupazione per la sicurezza degli approvvigionamenti del gas in Europa sia con orizzonte di breve che di lungo termine.

Nonostante il contesto estremamente difficile, Edison ha continuato a perseguire le sue missioni: esplorazione e produzione di idrocarburi, approvvigionamento di gas, sviluppo nel bacino del mediterraneo, oltre alle attività gas&power in Italia.

Il Governo Italiano ha confermato la volontà di valorizzare le risorse domestiche, obiettivo già espresso nell’ambito della Strategia Energetica Nazionale del 2013 e concretizzato col Decreto “Sblocca Italia” del settembre 2014, volto a semplificare ed accelerare i processi autorizzativi delle infrastrutture strategiche. I nostri due maggiori progetti di sviluppo nel settore degli idrocarburi hanno finalmente ottenuto l’attesa autorizzazione ambientale (decreto VIA) e sono ora pronti ad essere realizzati. Entrambi i progetti, Argo-Cassiopea e Vega B, insistono nel canale di Sicilia e sono promossi da Edison assieme ad Eni, nostro partner strategico. Sempre con Eni si è proseguito nello sviluppo e nell’ottimizzazione dei campi nel mare Adriatico: è stato avviato il campo di Fauzia, nel novembre 2014, ed è in corso lo sviluppo del campo di Clara nord-ovest.In Egitto il Governo sta portando avanti un intenso lavoro di promozione degli investimenti esteri necessari alla modernizzazione ed allo sviluppo del Paese. Ciò si è tradotto in una regolarizzazione dei pagamenti della compagnia di stato egiziana per le produzioni del nostro campo di Abu Qir. Edison ha quindi dato avvio alla costruzione della terza piattaforma prevista nel contratto di concessione, e è stato garantito pieno sostegno al Governo nello studio di nuove soluzioni anche in campo di generazione elettrica.Nel Mare del Nord, dopo l’acquisizione di Edf Production UK a fine 2013, Edison ha lavorato per consolidare la posizione nell’area. Grazie all’acquisizione avviata a fine 2014 della quota dell’americana Apache nei due campi di Scott e Telford, per un volume di produzione aggiuntivo pari a circa 3.500 barili/giorno, la produzione di idrocarburi nel Mare del Nord verrà più che raddoppiata nel 2015. È stato inoltre sviluppato ed ottimizzato il portafoglio di licenze esplorative, passato da 23 a 33, incremento in particolare legato alle attività in Norvegia.

Nell’attività di approvvigionamento gas, rimane alta la pressione sui margini. Per fronteggiare la situazione Edison ha proseguito nel secondo ciclo di price reviews, concludendo nel 2014 la revisione del contatto di approvvigionamento gas dalla Russia. Questo si va ad aggiungere alle price reviews già ottenute per il gas dal Qatar e dall’Algeria, mentre è nella fase finale la revisione dell’ultimo contratto gas, quello libico.In un contesto particolarmente instabile e volatile, Edison ha però potuto sfruttare al massimo la flessibilità del terminale LNG di Rovigo in Italia, ed ha contribuito con le proprie competenze anche allo sviluppo del terminale LNG in costruzione a Dunkerque in Francia.Il 2014 è stato inoltre caratterizzato da una crescente attenzione per lo sviluppo di nuove rotte di approvvigionamento gas verso l’Italia e l’Europa, ed Edison ha rilanciato i propri progetti di nuove interconnessioni internazionali. In particolare il progetto IGI è riconosciuto come infrastruttura chiave per lo sviluppo del corridoio Sud, quale possibile rotta per veicolare il gas del Mediterraneo dell’est in Europa a complemento del gasdotto TAP. Tale rotta è diventata ancor più strategica dopo la decisione di Gazprom di reindirizzare il gasdotto South Stream verso la Turchia. È proseguito in parallelo lo sviluppo del gasdotto IGB (Grecia-Bulgaria), ormai vicino alla decisione di investimento, mentre invece l’avvio del gasdotto Galsi (Algeria-Italia via Sardegna) è ancora in discussione.

LETTERA AGLI AZIONISTI

Relazione finanziaria 2014 I 3

Il ruolo di Edison nel Bacino del Mediterraneo, già rappresentato dagli interessi nelle attività idrocarburi, viene poi completato con le attività di generazione e vendita di energia elettrica in Grecia, dove Edison ha ormai acquisito una dimensione di rilievo, ed in Turchia, crocevia strategico dei flussi energetici dove sono allo studio nuove iniziative con partner locali. Edison ha inoltre in portafoglio interessanti prospettive di sviluppo anche in Egitto e nei Balcani.

Nel comparto gas&power in Italia, nonostante il contesto difficile, Edison ha saputo sfruttare gli eccezionali livelli di idraulicità integrandoli nell’attività di ottimizzazione del portafoglio di generazione elettrica, basata su un parco impianti tra i più flessibili del Paese. Le difficoltà del mercato sono sempre più evidenti, tanto che il Governo ha avviato dei tavoli di confronto per riformare il settore, dalla generazione alla vendita ai clienti finali. Edison da un lato contribuisce allo sviluppo del contesto regolamentare, e dall’altro continua nella razionalizzazione delle proprie attività, adottando soluzioni il più possibile innovative. È proseguita la razionalizzazione del parco termoelettrico, con la messa in conservazione della Centrale di Piombino e la vendita della centrale di Porcari, pur nel mantenimento dei livelli occupazionali grazie alla piena ricollocazione del personale coinvolto. L’azienda ha recuperato efficienza ed efficacia nella gestione dei clienti finali tramite l’introduzione di un nuovo sistema CRM, ed ha ridimensionato il livello dei crediti commerciali scaduti, cresciuti sensibilmente nel corso degli ultimi due esercizi per effetto della crisi economica generale. Sì è inoltre rafforzato il rapporto con la clientela tramite il lancio di innovative formule di prodotto-servizio.Nel settore delle energie rinnovabili, infine, Edison con EDF Energies Nouvelles e F2i ha dato vita al terzo operatore del Paese con un business model innovativo che permette di valorizzare le competenze professionali dei soggetti coinvolti ed allo stesso tempo garantisce lo sviluppo futuro delle attività ed il miglioramento della complessiva posizione economico-finanziaria della società.

Grazie a queste e tante altre azioni, Edison ha confermato i soddisfacenti risultati ottenuti nel precedente esercizio, seppur in un contesto di mercato in sensibile peggioramento. Edison chiude il 2014 con ricavi stabili a 12,3 miliardi di euro ed un EBITDA a 814 milioni, in miglioramento di 100 milioni rispetto al 2013 al netto dell’impatto non ricorrente delle rinegoziazioni dei contratti di fornitura del gas che hanno inciso in misura diversa sui due esercizi. Migliora sensibilmente l’indebitamento finanziario netto che scende a 1.766 milioni di euro rispetto a 2.451 milioni di fine 2013, grazie all’operazione conclusa nel settore delle energie rinnovabili ed alla riduzione del capitale circolante operativo, in particolar modo nel settore retail ed in Egitto. Alla riduzione del debito però, contribuisce anche il modesto livello delle attività di investimento.Questi risultati non si sarebbero potuti ottenere senza la capacità dimostrata dalle donne e dagli uomini di Edison di reagire alle difficoltà del contesto esterno, con professionalità, competenza ed innovatività.

L’esercizio 2014 è stato anche caratterizzato dal completamento delle iniziative collegate alla ricorrenza del 130° anniversario di storia aziendale, iniziative che hanno ulteriormente consolidato e rafforzato all’interno ed all’esterno dell’azienda la percezione positiva di Edison, in particolare sotto il profilo della propria capacità di contribuire all’innovazione ed allo sviluppo economico e sociale delle comunità e dei territori in cui opera e delle persone che lavorano con l’azienda. La capacità di motivare e valorizzare le nostre persone, unitamente agli eccellenti risultati ottenuti nella riduzione degli infortuni sul luogo di lavoro, rappresentano importanti traguardi ed al contempo fattore determinante per affrontare il perdurante difficile contesto di mercato e lo sviluppo dell’azienda.

Il 2015 si prospetta particolarmente sfidante per il nostro settore ma, grazie alla prosecuzione delle azioni in atto ed all’introduzione di nuove iniziative, il risultato operativo è atteso in crescita ad almeno 1 miliardo di euro. Questa previsione tiene conto dell’impatto dei risultati dell’arbitrato per il contratto di approvvigionamento di gas dalla Libia, ancorché comprensivo di effetti economici non ricorrenti, degli effetti della caduta dei prezzi del petrolio e delle azioni impostate dalla società per ridurre i costi operativi.

Anche quest’anno, come già dal 1883, le donne e gli uomini di Edison non hanno mai smesso di credere nel progresso.

Bruno LescoeurCEO Edison


Edison è uno dei principali operatori italiani dell’energia. Produce, importa e vende energia elettrica e idrocarburi (gas naturale e petrolio).

Fonti: preconsuntivi Terna e stime Edison.

EDISON OGGI

Energia elettricaMERCATO ITALIA 2014

IMPIANTI E CAPACITÀ PRODUTTIVA 2014

309,0 TWh DOMANDA TOTALE LORDA ITALIA

788 ‘000 SITI SERVITI

267,6 TWh PRODUZIONE NETTA DI ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA

7,3 GW POTENZA DISPONIBILE EDISON

17,6TWhPRODUZIONE NETTA DI ENERGIA ELETTRICA EDISON

6,6 % QUOTA DI PRODUZIONE SU TOTALE ITALIA

di cui:

165,7 TWh 101,9 TWh PRODUZIONE PRODUZIONE TERMOELETTRICA DA FONTI RINNOVABILI


Fonti: preconsuntivi Ministero Sviluppo Economico, Snam Rete Gas e stime Edison.

MERCATO GAS ITALIA 2014

VENDITE EDISON E PRESENZA IN ITALIA 2014

IMPIANTI E CAPACITÀ PRODUTTIVA E&P 2014

Idrocarburi

61,4 MLD m3 FABBISOGNO TOTALE ITALIA

3,58 ‘000/Km RETE GAS (METANODOTTI B.P. + M.P.)

0,08 ‘000/Km RETE GAS (METANODOTTI A.P.)

557‘000 SITI SERVITI

3 CONCESSIONI PER CENTRI STOCCAGGIO IN ITALIA

13,2 MLD m3

VENDITE EDISON

12,8 MBoe PRODUZIONI IDROCARBURI EDISON (ESTERO)

4,7MBoe PRODUZIONE IDROCARBURI EDISON (ITALIA)

60 CONCESSIONI E PERMESSI IN ITALIA

67 CONCESSIONI, PERMESSI E LICENZE ESTERO

di cui: 6,9 MLD m3 PRODUZIONE 55,4 MLD m3 IMPORT

9,9 MLD m3 IMPORT EDISON

17,9 % QUOTA IMPORT SU TOTALE IMPORT ITALIA

283,5 MBoe

RISERVE IDROCARBURI


I NUMERI DI EDISON

1TERMINALE GNL (8 MLD m3/ANNO)*

* utilizzo Edison 6,4 mld m3/anno

1CENTRALE A BIOMASSA

283,5MBoeRISERVE DI IDROCARBURI

3CENTRIDI STOCCAGGIO GAS

13,2MLD m3 VENDITE DI GAS IN ITALIA

127TITOLI MINERARI(GAS E OLIO)


21CENTRALI TERMOELETTRICHE

47CENTRALI IDROELETTRICHE

9 CAMPI FOTOVOLTAICI

1HV MERCHANTLINE (150 MW)**

** quota Edison 48,45%

35CAMPI EOLICI

7,3GW POTENZA DISPONIBILE

17,6 TWhPRODUZIONE NETTA DI ENERGIA ELETTRICA

96,2 TWh VENDITE LORDE DI ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA


Organizzazione e attività delle Divisioni, Business Units e principali società nell’area di consolidamento.

STRUTTURA SEMPLIFICATADEL GRUPPO AL 31.12.2014

Edison Energie Speciali Srl

Sistemi di Energia Spa

Hydros Srl

Dolomiti Edison Energy Srl

Gestione e sviluppo impianti di generazione di energia termoelettrica, idroelettrica e da fonti rinnovabili

Elpedison Power Sa

Elpedison Energy Sa

Elite Spa

Edison Trading Spa

Edison International Spa

Abu Qir Petroleum Co

Edison Stoccaggio Spa (*)

Edison D.G. Spa (*)

Infrastrutture Trasporto Gas Spa (**)

Exploration & ProductionEsplorazione e produzione idrocarburi - oil & gas - in Italia e all’estero

Gas International& ManagementSviluppo infrastrutture internazionali gas

Gestione approvvigionamentiLT, logistica e trading gas

Forniture termoelettriche gas

Gas RegulatedAssetsGestione attività di Stoccaggio, Trasporto e Distribuzione Gas in Italia

Igi-Poseidon Sa

Galsi Spa

Business Unit Filiera Elettrica Business Unit Filiera Idrocarburi Principali società nell’Area di consolidamento

PowerAssets

Sviluppo e gestione partnership internazionali di generazione - vendita energia termoelettrica e di interconnessione

PowerInternational

Dispacciamento, trading, acquisti e vendite di energia elettrica sui mercati all’ingrosso

EnergyManagement

(*) Società soggette a una separazione funzionale.

(**) Independent Transmission Operator

(1) Edison Spa svolge direttamente attività nell’ambito delle diverse Divisioni, Business Units nonché attività corporate. In particolare: produzione di energia elettrica (idroelettrica e termoelettrica), produzione, import e vendita di idrocarburi.

Edison Energia Spa

AMG Gas Spa

Edison Energy Solutions Spa

Marketing Sales &Energy ServicesVendita di energia elettrica e gas a clienti finali

Servizi e Soluzioni di Efficienza Energetica

EDISON Spa (1)


ORGANI SOCIALI. NOTIZIE RELATIVE AI TITOLI

Consiglio di AmministrazionePresidente Jean-Bernard Lévy (1)

Amministratore Delegato Bruno Lescoeur (2) (3)

Amministratori Béatrice Bigois (2) (4)

indipendente Paolo Di Benedetto (2) (5)

Philippe Esper (2)

indipendente Gian Maria Gros-Pietro (2) (6)

Denis Lépée (2)

Thomas Piquemal (2) (7)

indipendente Nathalie Tocci (2) (8)

Nicole Verdier-Naves (2) (9)

Segretario del Consiglio Lucrezia Geraci

Collegio Sindacale (10)

Presidente Serenella Rossi

Sindaci effettivi Giuseppe Cagliero Leonello Schinasi

Società di Revisione (11)

Deloitte & Touche Spa

Numero azioni al 31 dicembre 2014Azioni ordinarie 5.181.545.824

Azioni di risparmio 110.154.847

Azionisti con partecipazioni rilevanti al 31 dicembre 2014 % diritti di voto % possesso

EDF Electricité de France Sa (1) 99,476% 97,405%

(1) Quota indiretta.

Organi sociali

Notizie relative ai titoli

(1) Cooptato e nominato Presidente dal Consiglio di Amministrazione del 12 dicembre 2014 ed in carica sino alla prossima assemblea.

(2) Nominato dall’Assemblea del 22 marzo 2013 per un triennio e quindi sino all’Assemblea di approvazione del bilancio dell’esercizio 2015.

(3) Confermato Amministratore Delegato dal Consiglio di Amministrazione del 22 marzo 2013.

(4) Presidente del Comitato Controllo e Rischi.(5) Presidente del Comitato per la

Remunerazione e componente del Comitato Controllo e Rischi, del Comitato Indipendenti e dell’Organismo di Vigilanza.

(6) Presidente del Comitato Indipendenti, Lead Independent Director e componente del Comitato Controllo e Rischi, del Comitato per la Remunerazione e dell’Organismo di Vigilanza.

(7) Componente del Comitato Controllo e Rischi.(8) Componente del Comitato per la

Remunerazione e del Comitato Indipendenti.(9) Componente del Comitato per la

Remunerazione.(10) Nominato dall’Assemblea del 28 marzo 2014

per un triennio e quindi sino all’Assemblea di approvazione del bilancio dell’esercizio 2016.

(11) Incarico conferito dall’Assemblea del 26 aprile 2011 per il novennio 2011 - 2019.


RELAZIONE SULLA GESTIONE

Relazione finanziaria 2014 I 11Relazione finanziaria 2014 I 11

Relazione sulla gestione

12 I Relazione finanziaria 201412 I Relazione finanziaria 2014

ANNO 2014.EVENTI DI RILIEVO



Edison si aggiudica 3 nuove licenze di esplorazione di idrocarburi in Norvegia Nel mese di gennaio 2014, Edison, attraverso la controllata Edison International Spa, si è aggiudicata 3 nuove licenze di esplorazione e produzione di idrocarburi messe in gara dal Ministero del Petrolio e dell’Energia della Norvegia.Le prima licenza, nel Mare di Norvegia, riguarda il blocco PL759 con Edison come operatore al 40% in joint venture con Concedo al 30% e Skagen 44 al 30%; la seconda licenza, nel Mare del Nord meridionale, riguarda il blocco PL727 con Edison come operatore al 40% in joint venture con Concedo al 30% e Skagen 44 al 30%; infine la terza licenza, nel Mare di Barents, riguarda il blocco PL770 con Edison come operatore al 60% in joint venture con North Energy al 20% e Lime al 20%. Tutte e tre le licenze prevedono un periodo di due anni per l’acquisto di sismica 3D, al termine dei quali i consorzi decideranno se procedere alla perforazione o rilasciare la licenza, la cosiddetta drill or drop.

Edison si aggiudica 2 nuove licenze di esplorazione di idrocarburi in Egitto In data 12 febbraio 2014, Edison, attraverso la controllata Edison International Spa, si è aggiudicata 2 nuove licenze di esplorazione e produzione di idrocarburi in Egitto: North Thekah Offshore e South Idku Onshore. Il primo blocco, con Edison operatore al 50% in joint venture con Petroceltic al 50%, è localizzato nell’offshore orientale egiziano al limite con le acque territoriali israeliane; nel primo triennio è prevista, come obbligo contrattuale, l’acquisizione sismica 3D di circa 1.500 kmq. Il secondo blocco, con Edison al 25% e Petroceltic nel ruolo di operatore al 75%, è localizzato nel Nile Delta Onshore Occidentale; nel primo triennio saranno acquisiti dati sismici 3D e perforati due pozzi esplorativi.

Edison si aggiudica 1 nuova licenza di esplorazione di idrocarburi negli Emirati Arabi UnitiNel mese di aprile 2014, Edison, tramite la controllata Edison International Spa, ha acquisito attraverso un farm out, una partecipazione del 30% nel permesso esplorativo Ras Al Khaima, nell’omonimo Emirato parte degli Emirati Arabi Uniti, ed operato dalla società DNO Al Khalej che detiene la rimanente quota del 70%. Entro il 15 novembre 2015, al termine degli studi e dell’acquisizione dei dati sismici, i consorzi decideranno se procedere alla perforazione o rilasciare la licenza, la cosiddetta drill or drop.

Edison: entra in produzione il campo Izabela in Croazia Nei primi giorni del mese di luglio 2014, è stata avviata la produzione del giacimento croato Izabela, di cui Edison detiene una partecipazione del 70% in joint venture con la compagnia petrolifera croata INA.Il giacimento, che si trova a 50 Km dalla costa di Pula nel Mar Adriatico settentrionale, ha riserve stimate di 1,4 miliardi di metri cubi di gas e a regime produrrà 280 milioni di metri cubi di gas annui. La produzione è affidata a due piattaforme estrattive (Izabela Nord e Izabela Sud), che sono installate su un fondale a 37 metri di profondità, mentre il trattamento e la compressione del gas avviene nelle piattaforme Ivana A e K, che sono operate da INAgip ( joint venture tra INA ed Eni), e collegate agli impianti di Izabela attraverso una condotta di 26 km.Completato nel 2010 con la realizzazione delle due piattaforme produttive, il piano di sviluppo di Izabela ha subito un rallentamento a causa di una disputa tra le parti sulle condizioni di trasporto e vendita del gas. Il dialogo aperto e costruttivo con il partner INA ha permesso di risolvere con reciproca soddisfazione il contenzioso e di avviare la produzione del campo.Con l’entrata in produzione di Izabela, la Croazia diventa per Edison il quarto Paese produttore dopo Italia, Egitto e UK a conferma della strategia di crescita del gruppo nel settore degli idrocarburi.

SVILUPPO ATTIVITÀ

Traversa mobile di Paderno dell’impianto idroelettrico ”Angelo Bertini” sul fiume Adda.



Accordo tra Edison, Edf Energies Nouvelles e F2i: nasce nuovo polo delle rinnovabili In data 31 luglio 2014, F2i, Edison ed EDF Energies Nouvelles hanno stipulato un accordo che ha portato alla nascita del terzo operatore nel settore delle energie rinnovabili in Italia e che controlla circa 600 MW di capacità (prevalentemente eolica) a seguito dell’accorpamento degli impianti di Edison Energie Speciali Spa e di parte degli impianti di EDF Energies Nouvelles Italia.Il nuovo polo delle rinnovabili contribuirà alla crescita e al consolidamento dei migliori operatori di questo settore facendo leva sulle competenze industriali di Edison, nella gestione e ottimizzazione della produzione elettrica da diverse tecnologie, assieme a quelle di EDF Energies Nouvelles nelle attività di Operation & Maintenance (O&M). Solidità e competenze finanziarie saranno rafforzate dalla presenza del partner strategico F2i, investitore istituzionale di lungo periodo, con una consolidata esperienza nel settore delle energie rinnovabili.Il mercato elettrico italiano, pur in un momento difficile, conferma così la propria attrattività per operatori in grado di ottimizzare la complementarietà tra asset di generazione termoelettrica, idroelettrica e da altre fonti rinnovabili. Grazie alla valorizzazione di queste competenze, la nuova società potrà diventare polo di consolidamento degli operatori di medie e piccole dimensioni del settore delle energie rinnovabili.Per i dettagli relativi all’attuazione dell’accordo si rimanda al capitolo “Altre informazioni” contenuto nel Bilancio Consolidato.

Edison: concluso l’arbitrato con Promgas per la revisione del prezzo del contratto long-term di fornitura di gas naturale In data 29 agosto 2014, in seguito alla decisione di Edison e Promgas di affidare al Tribunale Arbitrale di Stoccolma la revisione del prezzo del contratto long term di acquisto del gas di provenienza russa, il Tribunale della Camera di Commercio di Stoccolma ha notificato alle parti la sua decisione. L’impatto positivo complessivo sull’esercizio 2014 di Edison è stato di circa 80 milioni di euro a livello di EBITDA.

Edison firma due memorandum con QALAA e EGPC per la costruzione di un impianto a ciclo combinato in Egitto ad Abu QirIl 27 novembre 2014, Edison firma due memorandum con QALAA e Egyptian General Petroleum Corporation per la costruzione di una centrale termoelettrica. Il protocollo d’intesa con QALAA, primaria società di investimento in Africa impegnata a tenere il passo con la crescita economica e il fabbisogno energetico della regione, porterà alla costruzione di una nuova centrale termoelettrica di 180 MW (Ciclo combinato a gas), che produrrà energia elettrica sicura e sostenibile per la clientela egiziana, utilizzando il gas prodotto dalla concessione di Abu Qir nel Delta del Nilo.

Il protocollo d’intesa con la compagnia petrolifera nazionale EGPC prevede che una parte della nuova produzione di gas di Abu Qir venga assegnata alla centrale termoelettrica per aumentare la potenza elettrica disponibile nel Paese, riducendo la mancanza di capacità dell’Egitto. L’energia prodotta dalla centrale elettrica CCGT sarà sicura, accessibile, sostenibile, efficiente e competitiva grazie alla significativa esperienza di Edison nello sviluppo e l’esercizio di impianti di produzione di energia elettrica.



Modifiche al rating di EdisonIn data 26 settembre 2014, l’agenzia di rating Standard & Poor’s ha alzato il merito di credito a lungo termine di Edison a A- da BBB+ con outlook negativo. L’agenzia di rating ha confermato il rating A-2 al credito a breve termine. L’innalzamento del rating a lungo termine riflette la nuova valutazione da parte di Standard & Poor’s di Edison come società highly strategic per il Gruppo EDF. L’outlook negativo rispecchia l’outlook del rating sovrano dell’Italia. Standard & Poor’s osserva che lo sviluppo internazionale attraverso Edison è una delle priorità strategiche per il Gruppo EDF, che in questo modo diversifica le proprie attività. In particolare, l’agenzia di rating sottolinea il ruolo di Edison quale piattaforma del gas per l’intero Gruppo e l’esito positivo delle rinegoziazioni sui contratti di approvvigionamento del gas. Grazie a queste ultime e all’integrazione della gestione della provvista finanziaria e della liquidità di Edison in quella della casa madre, Standard & Poor’s prevede un progressivo miglioramento dei parametri finanziari.Successivamente in data 15 dicembre 2014, l’agenzia di rating Standard & Poor’s ha rivisto il merito di credito a lungo termine di Edison a BBB+ da A- come conseguenza automatica del taglio del rating sovrano dell’Italia, in base ai criteri metodologici dell’Agenzia. Analogamente l’outlook è stabile in linea con quello italiano.

Edison: Finanziamento bancario da 500 milioni di euroIn data 14 novembre 2014, Edison Spa ha sottoscritto un contratto di finanziamento a breve termine per un ammontare di 500 milioni di euro. La linea di credito, assicurata da un pool di banche primarie, italiane ed internazionali, è organizzata nella forma di un Club Deal senza successiva attività di sindacazione e prevede utilizzi su base rotativa (Revolving Credit Facility) senza garanzie. Il tasso di interesse è indicizzato all’Euribor maggiorato di un margine in linea con le attuali migliori condizioni di mercato e la scadenza è prevista nel novembre 2016. La nuova linea sostituisce la Revolving Credit Facility di eguale ammontare emessa nel luglio 2013, cancellata anticipatamente rispetto alla scadenza originaria.Con questa nuova linea di credito Edison rafforza ulteriormente il proprio grado di elasticità finanziaria.

Per la descrizione di altri eventi successivi alla data di chiusura dell’esercizio cui il presente bilancio si riferisce, si rimanda al paragrafo “Fatti di rilievo avvenuti dopo il 31 dicembre 2014” contenuto nel Bilancio Consolidato.

ALTRI FATTI DI RILIEVO

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO IL 31 DICEMBRE 2014


DATI SIGNIFICATIVI.FOCUS SUI RISULTATI



Al fine di consentire una migliore valutazione dell’andamento della gestione economico-finanziaria le tabelle che seguono riportano alcuni “Indicatori alternativi di performance” non previsti dai principi contabili IFRS. In calce alle medesime si fornisce la metodologia di calcolo di tali indici in linea con le indicazioni dell’ European Securities and Markets Authority (ESMA).

Gruppo Edison

(in milioni di euro) Esercizio 2014 Esercizio 2013(*) Variazione %

Ricavi di vendita 12.325 12.304 0,2%

Margine operativo lordo 814 970 (16,1%)

% sui ricavi di vendita 6,6% 7,9%

Risultato operativo 292 321 (9,0%)


Risultato netto da Continuing Operations 55 98 (43,9%)

Risultato netto da Discontinued Operations - - -

Risultato netto di competenza di Gruppo 40 96 (58,3%)

Investimenti in immobilizzazioni da Continuing Operations 320 171 87,1%

Investimenti in esplorazione 67 92 (27,2%)

Capitale investito netto (A+B) 8.903 9.690 (8,1%)

Indebitamento finanziario netto (A) (1) 1.766 2.451 (27,9%)

Patrimonio netto totale (B) 7.137 7.239 (1,4%)

Patrimonio netto attribuibile ai soci della controllante 6.627 7.126 (7,0%)

ROI (2) 3,25% 3,43%

ROE (3) 0,58% 1,35%

Debt/Equity (A/B) 0,25 0,34

Gearing (A/A+B) 20% 25%

Dipendenti (numero) (4) 3.101 3.183 (2,6%)

(1) La composizione di questa voce è illustrata nel paragrafo “Indebitamento finanziario netto” delle Note illustrative al Bilancio Consolidato.(2) Risultato operativo/capitale investito netto medio da Continuing Operations. Il capitale investito netto da Continuing Operations è rettificato dal

valore delle partecipazioni iscritte nelle attività non correnti ed è calcolato come media aritmetica del capitale investito netto a fine esercizio e di quello a fine dell’esercizio precedente.

(3) Risultato netto di competenza di Gruppo/Patrimonio netto attribuibile ai soci della controllante medio. La media del Patrimonio netto è la media aritmetica del Patrimonio netto a fine esercizio e di quello a fine dell’esercizio precedente.

(4) Società consolidate integralmente.(*) I valori del 2013 sono stati rideterminati a seguito dell’applicazione dell’IFRS 11 “Accordi a controllo congiunto” e per la nuova esposizione dei

derivati e oneri non ricorrenti.

Edison Spa


Ricavi di vendita 4.822 5.792 (16,7%)

Margine operativo lordo (258) 60 n.s.

% sui ricavi di vendita n.s. 1,0%

Risultato operativo (402) (177) n.s.

% sui ricavi di vendita n.s. n.s.

Risultato netto da Continuing Operations (37) 78 n.s.

Risultato netto da Discontinued Operations - -

Risultato netto dell’esercizio (37) 78 n.s.

Investimenti in immobilizzazioni 238 90 n.s.

Capitale investito netto 5.954 6.745 (11,7%)

Indebitamento finanziario netto 373 746 (50,0%)

Patrimonio netto 5.581 5.999 (7,0%)

Debt/equity 0,07 0,12

Dipendenti 1.506 1.552 (3,0%)

(*) I valori del 2013 sono stati rideterminati per la nuova esposizione dei derivati e oneri non ricorrenti.

Centrale termoelettrica a ciclo combinato di Altomonte (Cosenza).



Ricavi di vendita e margine operativo lordo per settore


Filiera Energia Elettrica (1)


Margine operativo lordo reported 652 656 (0,6%)

Margine operativo lordo adjusted (**) 690 666 3,6%

Filiera Idrocarburi (1)


Margine operativo lordo reported 293 425 (31,1%)

Margine operativo lordo adjusted (**) 255 415 (38,6%)

Corporate e Altri Settori (2)

Ricavi di vendita 48 52 (7,7%)

Margine operativo lordo (131) (111) (18,0%)


Elisioni

Ricavi di vendita (750) (908) 17,4%

Gruppo Edison


Margine operativo lordo 814 970 (16,1%)


(1) Vedi Struttura semplificata del Gruppo a pagina 8.(2) Include l’attività della Capogruppo Edison Spa non pertinente alla gestione industriale, talune società holding e immobiliari.(*) I valori del 2013 sono stati rideterminati a seguito dell’applicazione dell’IFRS 11 “Accordi a controllo congiunto” e per la nuova esposizione

dei derivati e oneri non ricorrenti.(**) Il margine operativo lordo adjusted è effetto della riclassificazione dei risultati delle coperture su commodity e cambi associate ai contratti

per l’importazione di gas naturale dalla Filiera Idrocarburi alla Filiera Energia Elettrica, per la parte di risultato riferibile a quest’ultimo settore. Tale riclassificazione viene effettuata al fine di consentire una miglior lettura gestionale dei risultati industriali.

Il margine operativo lordo adjusted non è soggetto a verifica da parte della società di revisione.



Andamento della gestioneNel corso del 2014 il Gruppo registra ricavi di vendita pari a 12.325 milioni di euro, sostanzialmente allineati all’anno precedente. Nei singoli settori si osservano un incremento del 9,7% nella Filiera Energia Elettrica e un decremento del 13,8% nella Filiera Idrocarburi sostanzialmente ascrivibili alla dinamica dei volumi venduti.

Il margine operativo lordo si attesta a 814 milioni di euro, in diminuzione di 156 milioni di euro (-16,1%) rispetto ai 970 milioni del 2013. Tale margine è composto:• per 255 milioni di euro dalla Filiera Idrocarburi e più specificatamente ai margini positivi

dei segmenti Exploration & Production e Infrastrutture gas regolate al netto delle perdite imputabili all’attività di compravendita di gas naturale ancora caratterizzata da margini unitari di vendita mediamente negativi;

La diminuzione di 160 milioni di euro rispetto al margine operativo lordo adjusted1 del 2013, pari a 415 milioni di euro, è ascrivibile all’attività di compravendita di gas naturale che pur avendo beneficiato dell’arbitrato con Promgas nel 2014, sconta le componenti straordinarie positive relative alla revisione del prezzo dei contratti di fornitura di gas naturale dall’Algeria e dal Qatar contabilizzate nel 2013;

• per 690 milioni di euro alla Filiera Energia Elettrica ovvero alla gestione degli impianti termoelettrici, idroelettrici e rinnovabili del Gruppo, all’attività di dispacciamento e ottimizzazione del portafoglio impianti sui mercati spot e grossista nonché alle vendite ai clienti finali. Tale valore, pur sostenuto da eccezionali livelli di idraulicità, conferma il positivo risultato della gestione operativa (+3,6% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente) pur in un contesto di mercato particolarmente difficile con livelli di domanda elettrica e prezzi dell’energia in costante riduzione anno su anno.

Si rimanda al commento delle Filiere nel paragrafo “Andamento dei Settori” per un’analisi più approfondita dell’andamento dell’anno 2014.

Il risultato operativo 2014 che si attesta a 292 milioni di euro, in calo del 9% rispetto al 2013, oltre a quanto menzionato recepisce ammortamenti e svalutazioni per 761milioni di euro, la variazione netta di fair value relativa alle attività di hedging sulle commodity e sui cambi, positiva per 250 milioni di euro (negativa per 9 milioni di euro nel 2013) e altri oneri netti per 11 milioni di euro. Le svalutazioni pari a 240 milioni di euro (100 milioni di euro nel 2013) includono gli effetti del processo di impairment test annuale sulle immobilizzazioni e sull’avviamento e si riferiscono principalmente per 72 milioni di euro alle concessioni idrocarburi in Egitto, a seguito della revisione al ribasso delle riserve di idrocarburi e della marginalità attesa conseguente l’andamento dello scenario, e per 161 milioni di euro all’avviamento allocato alla Filiera Elettrica, a seguito della revisione delle stime di redditività attesa sui margini elettrici.Il risultato da Continuing Operations si attesta a 55 milioni di euro (98 milioni di euro nel 2013) e recepisce altresì oneri finanziari netti per 91 milioni di euro, nonché imposte sul reddito per 159 milioni di euro che includono anche l’effetto positivo dell’operazione di riallineamento fiscale effettuata nel luglio 2014.

L’indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2014 è risultato pari a 1.766 milioni di euro, in forte miglioramento rispetto ai 2.451 milioni rilevati a fine dicembre 2013.Per un’analisi più dettagliata delle principali componenti si rimanda al capitolo “Indebitamento finanziario netto” contenuto all’interno delle Note illustrative al Bilancio Consolidato.

ANDAMENTO E RISULTATI 2014 DEL GRUPPO E PREVEDIBILE EVOLUZIONE NEL 2015

(1) Vedi nota pagina 18.


Nel prospetto che segue si fornisce l’analisi della variazione dell’indebitamento finanziario netto:

(in milioni di euro) Esercizio 2014 Esercizio 2013 (*)

A. (INDEBITAMENTO) FINANZIARIO NETTO INIZIALE (2.451) (2.508)

Margine operativo lordo 814 970

Eliminazione poste non monetarie incluse nel margine operativo lordo (25) (83)

Oneri finanziari netti pagati (98) (93)

Imposte sul reddito nette pagate (-) (249) (170)

Dividendi incassati 9 5

Altre poste di attività operative (21) (15)

B. CASH FLOW OPERATIVO 430 614

Variazione del capitale circolante operativo 408 (62)

Variazione del capitale circolante non operativo 23 (201)

Investimenti netti (-) (92) (308)

C. CASH FLOW DOPO INVESTIMENTI NETTI E VARIAZIONE DEL CAPITALE CIRCOLANTE 769 43

Dividendi pagati (-) (76) (20)

Altro (8) 34

D. CASH FLOW NETTO DI PERIODO 685 57

E. (INDEBITAMENTO) FINANZIARIO NETTO FINALE (1.766) (2.451)

(*) I valori del 2013 sono stati rideterminati a seguito dell’applicazione dell’IFRS 11 “Accordi a controllo congiunto”, e per la nuova esposizione dei derivati e oneri non ricorrenti.

Previsioni 2015Il Margine Operativo Lordo previsto per il 2015 è di almeno 1 miliardo di euro. Questa previsione tiene conto dell’impatto dei risultati dell’arbitrato con Eni per il contratto di approvvigionamento di gas dalla Libia, degli effetti della caduta dei prezzi del petrolio e delle azioni impostate dalla società per ridurre i costi operativi.

Presso il Centro di stoccaggio gas di Collalto (Udine) molti visitatori si sono soffermati a guardare la mostra “Pionieri – Un viaggio fotografico nella storia di Edison” e hanno partecipato al concerto jazz che ha avuto un grande successo.


Quotazioni e altri indicatori per azione

31 Dicembre 2014 31 Dicembre 2013

Edison Spa

Quotazione di Borsa (valore unitario in euro) (1):

- azioni ordinarie(2) - -

- azioni di risparmio 0,8507 0,9592

Numero azioni (a fine periodo):

- azioni ordinarie 5.181.545.824 5.181.545.824

- azioni di risparmio 110.154.847 110.154.847

Totale azioni 5.291.700.671 5.291.700.671

Gruppo Edison

Utile (perdita) per azione(3):

risultato di base azioni ordinarie 0,0070 0,0175

risultato di base azioni di risparmio 0,0370 0,0475

risultato diluito azioni ordinarie 0,0070 0,0175

risultato diluito azioni di risparmio 0,0370 0,0475

Patrimonio netto attribuibile ai soci della controllante per azione (in euro) 1,252 1,347

(1) Media aritmetica semplice dei prezzi nell’ultimo mese solare del periodo di riferimento.(2) Revocate dalla quotazione in data 10 settembre 2012.(3) Calcolato in base al principio IAS 33.

Altri indicatori finanziari

Rating Corrente 31 Dicembre 2013

Standard & Poor’s

Rating M/L BBB+ BBB+

Outlook M/L termine Stable Stable

Rating B/T A-2 A-2

Moody’s

Rating Baa3 Baa3

Outlook M/L termine Stable Stable

EDISON E I MERCATI FINANZIARI


SCENARIO IN EVOLUZIONE.MERCATI E NORMATIVE



Nel 2014 il PIL mondiale ha registrato una crescita, ma lievemente inferiore alle aspettative. Un notevole contributo è arrivato sicuramente dagli Stati Uniti, inaspettato se si considera la performance negativa americana registrata ad inizio anno: la revisione del PIL americano nel terzo trimestre ha indicato che l’economia è cresciuta al tasso più veloce da oltre un decennio, ciò ha spinto la Casa Bianca ad affermare che il 2014 è stato per gli Stati Uniti l’anno della svolta. L’economia americana è stata spinta dalla spesa per consumi di beni durevoli e dagli investimenti privati oltre che dalle spese statali, inoltre i dati sul PIL, in aggiunta alle decisioni della FED di ritardare il rialzo dei tassi di interesse, hanno reso euforici i mercati finanziari.Diversamente è andata in Europa dove, anche nel 2014, si stenta a trovare la via di una decisa ripresa, i bassi investimenti e l’alta disoccupazione che hanno caratterizzato l’area rispecchiano la debolezza dell’attività economica. Inoltre l’Europa sta pagando ancora i limiti della sua governance, le differenze tra gli stati membri, le mancate riforme economiche e un deficit di fiducia nei confronti delle istituzioni e tra i popoli stessi.La Germania, motore economico europeo, ha visto ridimensionate le sue previsioni di crescita e l’indice PMI tedesco a novembre è scivolato in zona recessione, così come in Italia e in Francia.L’inflazione europea è rimasta bassa nel corso dell’intero anno paventando un rischio deflazione che però il presidente della BCE Mario Draghi nel suo intervento all’Euro Summit di ottobre ha escluso, pur riconoscendo che una prolungata bassa inflazione sarebbe preoccupante per gli effetti sui salari e sui prezzi e invitando perciò i leader europei ad unire gli sforzi per evitare un ritorno alla recessione.I due interrogativi più importanti con cui l’Europa ha chiuso l’anno hanno riguardato le possibilità di un quantitative easing europeo e l’attuazione del piano Juncker, il pacchetto da 315 miliardi di euro nell’arco di tre anni proposto per dare slancio agli investimenti.Per quanto riguarda l’Italia, il 2014 si è chiuso in recessione, il rapporto deficit/ PIL si è mantenuto al 3%, costando però diversi sacrifici al Paese. Nel corso dell’anno tuttavia si sono registrati i primi segnali di ripresa dei consumi delle famiglie italiane, grazie oltre che alle politiche del governo anche al basso livello dell’inflazione e nell’ultimo periodo dell’anno alla diminuzione dei costi energetici. Le incertezze del Paese rimangono però ancora legate al giudizio, rinviato a marzo 2015, della Commissione Europea sui conti pubblici italiani, insieme a quelli di Francia e Belgio. L’Europa ha riconosciuto tuttavia che l’Italia sta muovendo passi importanti sulla giusta strada delle riforme, soprattutto quella del lavoro è vista di buon occhio dalle istituzioni europee. Di notevole preoccupazione rimane il livello di disoccupazione che si mantiene in salita e ai massimi storici.In Giappone l’incremento dell’Iva di aprile ha contribuito a far scivolare il PIL nipponico in recessione: i consumi non sono cresciuti secondo le stime e gli investimenti privati hanno registrato un vero e proprio crollo. Il premier Abe, riconfermato alle elezioni di dicembre, ha annunciato immediatamente una serie di aiuti per ridare slancio all’economia, consistenti in un pacchetto da 3.500 miliardi di yen, che puntano soprattutto su interventi a favore di regioni e famiglie a basso reddito.India e Cina mantengono buoni ritmi di sviluppo grazie alle riforme nel primo paese e all’attenzione per l’occupazione nel secondo. Di segno opposto è invece la situazione della Russia caduta nel caos economico iniziato con il conflitto con l’Ucraina, a cui hanno fatto seguito le pesanti sanzioni comminate dagli Stati Uniti e dall’Unione Europea, il crollo del prezzo del petrolio e la crisi valutaria. La speculazione internazionale è intervenuta poi peggiorando ulteriormente la situazione, lo scenario russo ha mostrato ancora lo stretto legame tra mercato petrolifero ed economia: il settore energetico rappresenta un quarto del PIL, il 70% dell’export e la metà delle entrate del Governo.

QUADRO ECONOMICO DI RIFERIMENTO

Sala macchine della centrale idroelettrica “Carlo Esterle” situata sul fiume Adda.



Il tasso di cambio euro/dollaro sebbene si sia attestato a quota 1,33 USD per euro, in linea con il valore 2013, ha fluttuato notevolmente nel corso dell’anno. Alla crescita osservata durante il primo semestre 2014 (+4,3% rispetto al 2013), è seguito un repentino calo che ha portato al raggiungimento di quota 1,23 USD per euro nel mese di dicembre. Diversi sono i fattori che hanno determinato tale volatilità, tra questi la sorprendente ripresa dell’economia americana che, dal secondo trimestre in poi, ha superato anche le aspettative di crescita più ottimiste, e le divergenze delle diverse banche centrali in tema di politica monetaria. La FED ha infatti concluso il quantitative easing apprestandosi a rialzare i tassi d’interesse, mentre nell’eurozona la misura è stata adottata dalla BCE nel gennaio 2015. In Europa, tale misura ha fatto seguito agli interventi di riduzione dei tassi di riferimento sulle operazioni di rifinanziamento per sostenere l’erogazione di prestiti bancari a favore delle famiglie e delle società non finanziarie, al fine di riportare i tassi di inflazione su livelli inferiori ma prossimi al 2%, primo obiettivo del mandato della BCE.

Sul fronte del mercato petrolifero i prezzi, nel corso del 2014, si sono attestati sui 100 dollari al barile, in calo dell’8,5% rispetto alla media 2013. Dopo un biennio di perdurante stabilità, eccezion fatta per il secondo trimestre 2014 che ha visto i prezzi medi salire intorno ai 110 dollari al barile (+6,2% rispetto allo stesso periodo 2013), a partire dal mese di luglio 2014 si è assistito ad un trend discendente. Osservando le variazioni anno su anno, il quarto trimestre 2014 ha registrato la discesa più significativa, raggiungendo i 77 dollari al barile, con una variazione negativa pari a circa il 30% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. In particolare, la media del mese di dicembre è stata pari a 63,3 dollari al barile, valore minimo dal 2009, mentre il punto più basso su base giornaliera è stato toccato proprio il 31 dicembre 2014 (57,3 dollari al barile). Le condizioni strutturali del mercato hanno principalmente contribuito al declino dei prezzi. Nel corso dell’anno le previsioni di crescita dell’economia globale sono state riviste più volte al ribasso a causa del rallentamento della crescita cinese e del permanere di una situazione di stagnazione in Europa. Analoghe revisioni sono state apportate dalle diverse agenzie, tra cui l’Agenzia Internazionale dell’Energia (IEA), sulla domanda globale di greggio. Dal lato dell’offerta, nella prima parte dell’anno, nonostante il boom della produzione USA, la cui domanda è stata sempre meno soddisfatta dall’import, le tensione geopolitiche tra Russia e Ucraina e i disordini in Libia hanno sostenuto i prezzi. Dal terzo trimestre in poi, il perdurare di un eccesso di offerta ha creato particolari tensioni sui prezzi, a cui ha contribuito anche la decisione dell’OPEC che, in occasione della riunione dello scorso 27 novembre, ha scelto di mantenere invariato il tetto di produzione (circa 30,6 milioni di barili al giorno). La quotazione del greggio in euro ricalca l’andamento annuo di quella in dollari, sebbene l’effetto del crollo dell’ultimo trimestre sia stato attenuato dal contestuale deprezzamento della moneta europea.

Cambio euro/USD mensile 2013

1,40

1,35

1,30

1,25

1,20

Cambio euro/USD mensile 2014

gennaio febbraio marzo aprile maggio giugno luglio agosto settembre ottobre novembre dicembre

media 2014 = 1,33

media 2013 = 1,33

e/USD



La tabella e il grafico che seguono, riportano rispettivamente i valori annuali medi e la dinamica mensile nel corso dell’anno corrente e dell’anno precedente:

Esercizio 2014 Esercizio 2013 Variazione %

Prezzo petrolio USD/bbl(1) 99,5 108,7 (8,5%)Cambio USD/euro 1,33 1,33 0,1%Prezzo petrolio euro/bbl 74,9 81,9 (8,5%)

(1) Brent IPE.


130

110

90

70

50

Brent IPE USD/bbl 2013 Brent IPE USD/bbl 2014

Brent IPE Euro/bbl 2013 Brent IPE Euro/bbl 2014

Analogamente al Brent, le altre commodity di riferimento per i mercati energetici hanno registrato un calo. La caduta del greggio ha avuto effetti sui prezzi dei prodotti distillati, in particolare il prezzo del gasolio è passato da 920 USD/MT a 840 USD/MT su base annua; allo stesso modo gli olii combustibili hanno registrato una discesa del 9% e dell’11%, rispettivamente per i prodotti con basso (BTZ) e alto (ATZ) contenuto di zolfo. Per quanto riguarda il BTZ, il crollo dei prezzi è stato supportato anche dalle nuove regole sui carburanti marini che da gennaio 2015 dovranno avere un tenore massimo di zolfo dello 0,1%, contro l’attuale 1%. Il prezzo del carbone in Europa, che ha avuto un andamento decrescente durante tutto l’anno, si è attestato a quota 75 USD/t in discesa dell’8% rispetto al 2013. Il forte calo delle importazioni e le sovrabbondanti scorte, tanto in Europa quanto in Asia, hanno permesso il perdurare di una situazione di eccesso di offerta globale. Inoltre, a pesare sulla quotazioni del fossile, vi è stato il calo del greggio, il quale, oltre a comportare un generico effetto di trascinamento al ribasso, ha impattato i fondamentali. Il deprezzamento dell’olio combustibile per la locomozione delle navi, con conseguente indebolimento dei noli, dal lato dell’offerta, ed il più conveniente petcoke (carbone derivante dalla distillazione del petrolio), dal lato della domanda, hanno ridotto ulteriormente il prezzo del carbone.Le quotazioni del gas sui principali hub europei hanno registrato pesanti decrementi, ancora più consistenti rispetto al prezzo al PSV (-17,2%): il prezzo del gas al TTF (principale hub europeo del gas) è sceso di circa il 22%, così come i prezzi agli altri hub del nord Europa (NCG, Zeebrugge ed NBP). Più in linea con la discesa del PSV è stato il prezzo al VTP, hub austrico, impattati entrambi, nel corso del 2014, dalle dinamiche relative ai flussi gas dalla Russia.Per quanto riguarda i titoli di emissione CO2, il 2014 è stato caratterizzato da un trend ascendente supportato dal progetto di una riforma strutturale del mercato volta a far fronte all’eccesso di offerta creatasi negli ultimi anni. Il prezzo medio annuo dei certificati ETS si è attestato sui 6e/t, in rialzo del 34% rispetto allo scorso anno. L’adozione del backloading di quote, come misura temporanea per arginare gli sbilanciamenti domanda-offerta, ha sostenuto i prezzi. Allo stesso modo, segnali rialzisti sono giunti dalla possibile introduzione di un meccanismo di market stability reserve.



Bilancio di energia elettrica in Italia e scenario di riferimento

TWh Esercizio 2014 Esercizio 2013 Variazione %

Produzione netta: 267,6 278,8 (4,0%)

- Termoelettrica 165,7 183,4 (9,7%)

- Idroelettrica 58,1 54,1 7,4%

- Altre rinnovabili (1) 43,8 41,4 5,9%

Saldo netto import/export 43,7 42,1 3,7%

Consumo pompaggi (2,3) (2,5) (9,7%)

Totale domanda 309,0 318,5 (3,0%)

Fonte: elaborazioni su dati 2013 e preconsuntivi 2014 Terna, al lordo delle perdite di rete.(1) include produzione geotermoelettrica, eolica e fotovoltaica.

La domanda lorda di energia elettrica in Italia nell’esercizio 2014 è stata pari a 309 TWh (TWh = miliardi di kWh), in calo del 3% rispetto all’esercizio precedente; in termini decalendarizzati (i.e. depurando il dato dagli effetti derivanti da variazioni della temperatura media e del numero di giornate lavorative) il valore risulta in diminuzione del 2,9%.Nel 2014 la produzione netta di energia elettrica si è ridotta di 11,3 TWh, a causa della riduzione della domanda elettrica di 9,5 TWh, dell’aumento del saldo netto d’importazione per 1,6 TWh e della diminuzione del consumo dei pompaggi di 0,2 TWh.La produzione nazionale, al netto dei pompaggi, ha coperto l’86% della domanda, valore in lieve calo (-1%) rispetto a quello del 2013.Le importazioni nette di energia elettrica sono risultate pari a 43,7 TWh, in aumento del 3,7% rispetto al 2013. In particolare si è verificato un aumento dell’import netto di 4,3 TWh dalla frontiera Nord (Svizzera, Francia, Austria e Slovenia) mentre verso la frontiera Sud (Grecia) sono stati esportati 1,2 TWh, in controtendenza rispetto al 2013 quando verso la stessa frontiera si era registrato un import netto di 1,5 TWh.Nel 2014, la riduzione della produzione termoelettrica di 17,7 TWh (-9,7% verso il 2013) è da attribuirsi principalmente al triplice effetto del calo della domanda, dell’incremento della produzione idroelettrica di 4,0 TWh (+7,4%) e dell’ulteriore crescita di 2,4 TWh delle produzioni a fonte rinnovabile (+5,9%).In particolare, per quanto riguarda le principali fonti rinnovabili, oltre alla idraulicità record del 2014 (valore massimo delle serie storiche), si registra una buona performance delle produzioni fotovoltaiche (+2,1TWh; +10%) mentre le altre fonti segnano incrementi inferiori: eolico +0,2 TWh (+1,0%), geotermoelettrico (+0,2 TWh; +4,2%). Si segnala che per la prima volta in Italia, la produzione da fonti rinnovabili (eolico, solare, geotermico ed idroelettrico) ha superato il valore di 100 TWh.

Con riferimento allo scenario prezzi, al 31 dicembre 2014 la quotazione media del PUN TWA (Prezzo Unico Nazionale Time Weighted Average), si è attestata ad un livello di 52,1 euro/MWh, registrando una flessione del 17,3% rispetto al 2013 (63,0 euro/MWh). La diminuzione della domanda, l’aumento dell’import netto e della produzione rinnovabile con la conseguente significativa contrazione della domanda termoelettrica, sono tra le cause della discesa del livello dei prezzi dell’energia elettrica sul mercato nazionale. Sull’ultimo anno ha significativamente influito la variabile climatica: le temperature non in linea con le medie stagionali hanno contribuito a ridurre i consumi del settore residenziale nel periodo invernale e non hanno stimolato i consumi elettrici per il raffrescamento nel periodo estivo. Oltre alla contrazione della domanda, ha impattato sul prezzo dell’energia elettrica la diminuzione dei costi di generazione termoelettrica dovuta ad un calo dei prezzi delle materie prime, sia gas (spot) che carbone.I gruppi di ore, F1, F2 ed F3, hanno registrato un decremento rispettivamente pari al 16%, al 18,5% e al 17,4%. Analogamente a quanto verificatosi nell’anno 2013, si osservano nei mesi da marzo ad ottobre, eccetto una sostanziale parità nel mese di giugno, valori della fascia F2 mediamente superiori

ANDAMENTO DEL MERCATO ENERGETICO ITALIANO



a quelli nella fascia F1. La rilevante produzione da fonti rinnovabili ha infatti contribuito ad abbassare i prezzi nelle ore centrali della giornata spostando la punta di prezzo nelle prime ore serali.L’andamento mensile rispetto all’anno precedente è rappresentato dal grafico seguente:

I prezzi dell’energia elettrica negli altri mercati continentali, coerentemente col trend del mercato italiano, hanno evidenziato una tendenza al ribasso, sebbene più modesta. In particolare i prezzi dell’energia elettrica in Germania hanno fatto registrare una diminuzione del 13,3%, mentre in Francia la diminuzione è stata del 19,9%. Si riduce pertanto il differenziale tra il PUN ed il prezzo dei mercati esteri: il differenziale Italia-Francia passa da 19,7 e/MWh a 17,4 e/MWh e il differenziale Italia-Germania da 25,2 e/MWh a 19,3 e/MWh.

Bilancio di Gas Naturale in Italia e scenario di riferimento

Mld/mc Esercizio 2014 Esercizio 2013 Variazione %

Servizi e usi civili 25,6 30,4 (16,0%)

Usi industriali 16,5 16,5 (0,1%)

Usi termoelettrici 17,7 20,7 (14,3%)

Consumi e perdite di sistema 1,6 1,9 (13,6%)

Totale domanda 61,4 69,5 (11,6%)

Fonte: dati consuntivi 2013 e preliminari 2014 Snam Rete gas, Ministero Sviluppo Economico e stime Edison.

La domanda di gas naturale in Italia nel 2014 ha fatto registrare un calo dell’11,6% rispetto all’anno precedente attestandosi a circa 61,4 miliardi di metri cubi, con una riduzione complessiva di circa 8,1 miliardi di metri cubi. Tale dinamica è da attribuirsi prevalentemente al settore civile (-4,8 miliardi di metri cubi; -16,0% verso il 2013), a causa di temperature particolarmente miti nei mesi invernali con conseguente calo dei consumi per il riscaldamento degli ambienti. In significativa riduzione anche il segmento termoelettrico (-3,0 miliardi di metri cubi; -14,3% verso l’anno precedente), imputabile oltre che all’incremento della produzione da fonti rinnovabili, in primis idroelettrica e fotovoltaica, ad un calo della domanda elettrica in tutti i mesi dell’anno anche se più pronunciato nei mesi estivi, caratterizzati nel 2014, da temperature significativamente miti. I consumi del settore industriale risultano stabili (-0,1% vs 2013).

PUN mensile TWA 2013

75

65

55

45

35

PUN mensile TWA 2014

media 2014 = 52,1

media 2013 = 63,0

e/MWh



Per quanto riguarda l’andamento mensile dei prezzi del gas sul mercato spot (rappresentato nel grafico seguente, che prende a riferimento il prezzo al PSV) nel 2014 il prezzo del gas in Italia ha seguito l’andamento decrescente dei prezzi negli altri hub europei e ha registrato una flessione del 17,2% rispetto all’esercizio precedente. Tra i principali fattori ribassisti si segnalano la stagnazione della domanda, ridottasi di circa 8 miliardi di metri cubi, e gli alti livelli di stoccaggio che hanno comportato un eccesso strutturale di gas durante il periodo estivo, con conseguente impatto ribassista sui prezzi, tanto in fase di iniezione che nella fase di erogazione durante il quarto trimestre.

Le fonti di approvvigionamento hanno registrato nel corso del 2014:• una produzione nazionale in diminuzione rispetto al valore del 2013 (-0,5 miliardi di metri cubi; -7%);• importazioni di gas in riduzione verso l’anno precedente (-6,2 miliardi di metri cubi; -10%);• un saldo a stoccaggio in iniezione per circa 0,9 miliardi di metri cubi.

I prezzi del gas indicizzato (rappresentato nel grafico sottostante che prende a riferimento la formula della Gas Release 2) pur avendo perso il 2,3%, rispetto all’anno precedente (circa 9 euro/000 mc), hanno mostrato un andamento crescente. Nel secondo semestre dell’anno, il marginale effetto ribassista del greggio, per effetto dell’isteresi temporale con cui si trasferisce sui prezzi indicizzati del gas, è stato più che compensato dall’apprezzamento del dollaro nei confronti dell’euro, facendo raggiungere alla Gas Release 2 un livello medio più alto rispetto al medesimo periodo dell’esercizio precedente.

450

400

350

e/000 mc

media 2014 = 402,2

media 2013 = 411,6

GR2 - 2013 GR2 - 2014


Grande successo di pubblico e autorità locali presso la centrale di Meduno e la diga di Ca’ Selva in Val Meduna durantela manifestazione “Al cuore dell’energia - un viaggio allascoperta degli impianti Edison”.


La tabella sottostante riporta i valori annuali medi della Gas Release 2 e del PSV:

Esercizio 2014 Esercizio 2013 Variazione %

Gas Release 2 - euro/000 mc (1) 402,2 411,6 (2,3%)PSV - euro/000 mc 244,8 295,7 (17,2%)(1) Gas Release 2: gas rivenduto da ENI ai competitors per delibera dell’Autorità Antitrust del 2007, rappresentativo dei costi del gas per forniture long term. Il prezzo è espresso al PSV.

Per quanto riguarda il mercato residenziale, la componente tariffaria CMEM (Corrispettivo di Commercializzazione all’Ingrosso), dopo i vari cambi di indicizzazione del 2013, ha avuto nel 2014 una completa indicizzazione al gas spot, secondo la delibera 196/2013/R/GAS.

350

300

250

200

150

e/000 mc

media 2014 = 244,8

media 2013 = 295,7

PSV - 2013 PSV - 2014


Nonostante la più bassa media annua rispetto al 2013, il PSV ha registrato un trend crescente più accentuato rispetto agli altri hub europei in coincidenza della fase più acuta delle tensioni geopolitiche tra Russia e Ucraina (terzo trimestre 2014), che hanno ridotto i volumi importati attraverso l’Austria, comportando un incremento del differenziale PSV-TTF. In Ottobre tale differenziale ha toccato quota 5 c€/smc, per poi ritracciare in seguito al raggiungimento di un accordo tra Gazprom e Naftogaz sul finire dello stesso mese. Su base annua il differenziale PSV-TTF è passato da 1,1 c€/smc nel 2013 a 2,4 c€/smc nel 2014.



Nel seguito si evidenziano i tratti salienti delle principali tematiche oggetto dell’evoluzione normativa relativa all’anno 2014 per i diversi ambiti del business aziendale.

Energia Elettrica

AmbienteLa Legge 11 marzo 2014 n. 23, “Delega Fiscale” recante “Disposizioni per un sistema fiscale più equo, trasparente e orientato alla crescita”: è stata pubblicata sulla G.U. n. 59 del 12 marzo 2014 ed è in vigore dal 27 marzo 2014. L’articolo 15 reca disposizioni sulla “Fiscalità energetica e ambientale” finalizzate a orientare il mercato verso modi di consumo e produzione sostenibili e a rivedere la disciplina delle accise sui prodotti energetici e sull’energia elettrica, anche in funzione del contenuto di carbonio e delle emissioni di ossido di azoto e di zolfo, in conformità con i principi che verranno adottati con l’approvazione della proposta di modifica della Direttiva 2003/96/CE di cui alla Comunicazione COM(2011)169 della Commissione UE, del 13 aprile 2011.

DL “Competitività”: è stata pubblicata (G.U. del 20 agosto 2014, n. 192) la Legge 11 agosto 2014, n. 116 di conversione del Decreto Competitività recante “Disposizioni urgenti per il settore agricolo, la tutela ambientale e l’efficientamento energetico dell’edilizia scolastica e universitaria, il rilancio e lo sviluppo delle imprese, il contenimento dei costi gravanti sulle tariffe elettriche, nonché per la definizione immediata di adempimenti derivanti dalla normativa europea”. Il provvedimento contiene alcune norme di interesse aziendale, in particolare:1) l’articolo 23 definisce “essenziali per la sicurezza del sistema elettrico” tutti gli impianti siciliani

sopra i 50 MW di potenza (escluse quelli rinnovabili non programmabili, come il fotovoltaico e l’eolico) fino all’entrata in funzione dell’elettrodotto Sorgente-Rizziconi e dispone nel contempo la rimozione delle macro zone Sicilia e Sardegna;

2) l’articolo 24 sottopone alcune forme di autoconsumo di energia (Reti interne di utenza; Sistemi efficienti di utenza e equiparati), che nella normativa previgente al decreto versavano i corrispettivi tariffari e gli oneri di sistema solo sull’energia prelevata dalla rete, al pagamento di una quota di tali oneri in relazione all’energia consumata e non prelevata dalla rete, cioè su quella autoprodotta (esclusi gli impianti a fonti rinnovabili di potenza non superiore a 20 kw);

3) l’articolo 26 che si compone di due parti: la prima parte della norma (cd. spalma-incentivi obbligatorio), per ottenere una riduzione annua degli incentivi erogati agli impianti fotovoltaici di grossa taglia (potenza superiore a 200 kW), lascia ai produttori la scelta tra tre opzioni:• l’estensione da 20 a 24 anni del periodo di incentivazione, a fronte di una rimodulazione del

valore unitario dell’incentivo di entità dipendente dalla durata del periodo incentivante residuo;• il mantenimento del periodo di erogazione ventennale, a fronte di una riduzione dell’incentivo per

un primo periodo, e di un corrispondente aumento dello stesso per un secondo periodo, secondo percentuali definite dal Ministero per lo Sviluppo Economico;

• il mantenimento del periodo di erogazione ventennale, a fronte di una riduzione percentuale fissata dal decreto (6 per cento per gli impianti con potenza nominale tra i 200 kW e i 500 kW, 7 per quelli tra i 500 kW e i 900 kW, 8 per quelli superiori a 900 kW).

La seconda parte della norma prevede la possibilità per i beneficiari di incentivi pluriennali per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, di cedere una quota fino all’80% degli incentivi per le fonti rinnovabili a operatori finanziari internazionali attraverso un’asta organizzata dall’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico (l’Autorità), a cui non si applicano, a decorrere dalla data di cessione, le rimodulazioni.

QUADRO NORMATIVO E REGOLAMENTARE DI RIFERIMENTO



Mercato all’ingrosso Remunerazione della capacità produttiva: in data 30 giugno 2014 il Ministero dello Sviluppo Economico ha approvato in via definitiva il nuovo meccanismo di capacity market proposto da Terna che dovrebbe vedere le prime aste nel 2015 con effetti dal 2019.Per quanto riguarda il capacity payment transitorio, con delibera 320/2014/R/eel l’Autorità ha reso pubblica la propria proposta di remunerazione della flessibilità per il periodo transitorio 2015-2017 da sottoporre ad approvazione ministeriale; inoltre con delibera 400/2014/R/eel, l’Autorità ha modificato i criteri di erogazione del corrispettivo GS nell’ambito del capacity payment transitorio in ottemperanza alla sentenza in materia del Consiglio di Stato, dando a Terna mandato per la definizione dei relativi conguagli.

Impianti essenziali per la sicurezza del sistema (IESS): per il 2014 sono risultati essenziali gli impianti di San Quirico (ammesso al reintegro dei costi) e Milazzo (inserito nelle modalità alternative con contratto con Terna per la fornitura a termine di riserva a salire su MSD). In data 30 settembre 2014 Edison ha presentato la richiesta di acconto sul corrispettivo di reintegro per San Quirico.Nel 2015, per effetto del DL 91/14 tutti gli impianti in Sicilia di taglia maggiore di 50 MW saranno considerati essenziali fino all’entrata in vigore del nuovo cavo con la Calabria e avranno diritto da parte dell’Autorità ad un puntuale riconoscimento dei propri costi variabili e fissi di natura operativa oltre che ad una adeguata remunerazione del capitale investito: l’Autorità ha dato attuazione al suddetto DL con le delibere 521/2014/R/eel e 667/2014/R/eel.

Dispacciamento fonti rinnovabili: nel mese di giugno 2014 il Consiglio di Stato ha abrogato definitivamente la delibera 281/12 relativa all’applicazione di prezzi di sbilanciamento onerosi per le fonti rinnovabili non programmabili, dando mandato all’Autorità di rivedere la regolazione in materia tenendo conto del diverso grado di programmabilità delle fonti. La materia è stata oggetto di discussione durante l’anno e ha trovato una nuova regolazione con la delibera 522/2014/R/eel che ha trovato applicazione dal 1° gennaio 2015.

Reti private, RIU e SEU: nel mese di marzo 2014 Enel Distribuzione ha impugnato la delibera relativa al sito di San Quirico con la quale l’Autorità aveva sancito il diritto per Edison all’ottenimento di una convenzione per la remunerazione e l’utilizzo dei propri asset da parte del distributore. Inoltre a fine dicembre l’Autorità ha pubblicato un documento di consultazione sulla regolazione delle RIU.

Mercato retailRevisione dei documenti di fatturazione cliente finale: l’Autorità, dopo una consultazione per definire interventi regolatori in materia di trasparenza, di razionalizzazione e di semplificazione delle informazioni contenute nei documenti di fatturazione (DCO 69/2014/R/com del 20 febbraio 2014), nel mese di ottobre 2014, ha pubblicato la delibera 501/2014/R/com che definisce il nuovo lay-out di fatturazione che entrerà in vigore il 1° settembre 2015.

Riavvio lavori per la definizione del Codice di rete tipo distribuzione elettrica: a fine 2013 l’Autorità ha riavviato i lavori per la definizione del codice di rete tipo per il servizio di distribuzione dell’energia elettrica. Nella prima fase i lavori si sono focalizzati sull’adozione di alcune misure transitorie finalizzate a superare alcune criticità emerse con riferimento alla fatturazione del servizio di trasporto e alla determinazione delle garanzie rilasciate dai venditori ai fini dell’accesso al servizio. Il 14 marzo 2014 l’Autorità ha convocato la prima riunione del Gruppo di Lavoro sul codice di rete tipo elettrico per trattare prevalentemente i seguenti argomenti: rilascio delle garanzie per l’accesso al servizio di distribuzione (determinazione dell’ammontare delle garanzie e individuazione delle forme di garanzia ammesse) e fatturazione del servizio di distribuzione (standardizzazione delle fatture di trasporto e tempistiche di pagamento). Edison ha partecipato come Associazione Federestrattiva. Nel mese di giugno l’Autorità ha emanato un documento di consultazione che raccoglie tutte le proposte discusse nel Gruppo di Lavoro. Il 12 settembre 2014 è stato convocato un secondo Gruppo


di Lavoro per analizzare i primi orientamenti dell’Autorità in tema di fatturazione e garanzie, Edison ha partecipato e inviato le proprie osservazioni come IGAS. Nel mese di dicembre 2014 è stato pubblicato un ulteriore documento di consultazione (618/2014) in cui si riportano gli orientamenti finali in tema di garanzie e fatturazione del servizio di trasporto. Edison ha inviato le osservazioni al documento di consultazione rispettando la data del 16 gennaio 2015.

Sistema Informativo Integrato (SII): l’Autorità ha avviato nel primo semestre 2014 una consultazione appena recepita dalla delibera 296/2014/R/gas che estende anche al settore del gas tale piattaforma prevedendo l’accreditamento degli utenti e dei distributori ed il popolamento del registro centrale ufficiale. Nel mese di agosto 2014 è stata pubblicata una consultazione 429/2014/R/eel che propone la gestione dei dati di misura da parte del SII a valle di una sperimentazione che prevede l’invio parallelo al SII dei dati di misura da parte dei distributori. Inoltre, con delibera 398/2014/R/eel, l’Autorità ha disciplinato il processo di voltura contrattuale nell’ambito del SII per il settore elettrico, indicando le modalità con le quali un cliente finale può acquisire la titolarità di un punto di prelievo attivo, dando priorità alla sola voltura contrattuale semplice (senza cambio di fornitore). Il provvedimento non indica una data di entrata in vigore delle disposizioni, ma delinea un percorso scadenzato per le diverse attività. Nel mese di dicembre 2014 è stata pubblicata la delibera che avvia la sperimentazione in merito alla gestione nell’ambito del SII delle misure orarie.

Codice del Consumo: nel mese di giugno 2014, l’Autorità con la delibera 266/2014/R/com ha recepito quanto disposto dal Codice di Consumo (Dlgs 21/2014). La delibera specifica che le previsioni del codice del consumo siano applicate ai soli clienti domestici per i contratti conclusi dopo il 13 giugno 2014 ed inoltre, apporta alcune modifiche al Codice di condotta commerciale (informazioni aggiuntive da trasmettere al cliente finale domestico prima della conclusione del contratto; modifica del tempo massimo per esercitare il diritto di ripensamento, che passa da 10 giorni lavorativi a 14 giorni solari) e alla disciplina delle pratiche commerciali scorrette (modifica il contenuto delle misure preventive e delle procedure di reclamo). L’Autorità ha disposto, inoltre, l’avvio di due processi consultivi volti a completare il recepimento del decreto sia nell’ambito del codice di condotta commerciale (la consultazione è stata pubblicata ad agosto con il DCO 401/2014) sia nell’ambito delle pratiche commerciali scorrette (in attesa di pubblicazione).

Morosità: un lavoro congiunto tra Edison e i maggiori operatori del mercato ha portato, nel mese di ottobre 2014, alla pubblicazione di un documento di consultazione (477/2014) che affronta in modo ampio il tema morosità dei clienti finali (strumenti per ridurre la morosità ex-ante ed ex-post).

Ha avuto un grande successo il premio nazionale EDISON START per lo sviluppo di progetti innovativi nell’ambito di energia, sviluppo sociale e smart communities. Le tre realtà vincitrici hanno ottenuto oltre al premio di 100 mila euro, un tutoring dagli esperti della Edison.


Tra i principali temi: lo switching con riserva e cessione del credito, la semplificazione e l’integrazione del Sistema Indennitario (SI) e il concorso al rischio tra venditore e distributore (sistema indennizzi). Il documento ha parzialmente accolto le proposte del tavolo congiunto, pertanto gli operatori richiederanno a breve un confronto sul tema con l’Autorità.

Unbundling: nel mese di luglio 2014, l’Autorità ha posto in consultazione (DCO 346/2014) la riforma degli obblighi di separazione funzionale per il settore elettrico e gas, tra cui rilevano in particolar modo le proposte in merito al brand unbundling che prevedono la separazione completa del marchio e delle politiche di comunicazione tra l’attività di distribuzione e vendita nel settore gas e attività di distribuzione, vendita al mercato libero e vendita in regime di maggior tutela nel settore elettrico. Edison vede con favore gli interventi ivi prospettati dall’Autorità e auspica un’ulteriore consultazione in materia.

Gestione delle controversie tra venditori e clienti: nel mese di luglio 2014, l’Autorità ha avviato un procedimento (410/2014) volto a razionalizzare il sistema di tutele dei clienti finali in materia di trattazione dei reclami e risoluzione extragiudiziale delle controversie nei confronti degli operatori dei settori regolati. Tra gli obiettivi l’efficientamento della gestione delle controversie, una maggiore capacitazione dei clienti e la revisione dell’attuale regolazione della qualità commerciale. Nel mese di ottobre 2014, sono state convocate dall’Autorità audizioni aperte sia ai clienti e alle loro associazioni rappresentative sia ai venditori e alle loro associazioni di categoria per acquisire ulteriori elementi utili al raggiungimento degli obiettivi preposti. Si attende la pubblicazione di un provvedimento di recepimento.

Idrocarburi

InfrastruttureStoccaggio di modulazione - modalità di allocazione (DM 19 febbraio 2014 e Delibera 85/2014/R/Gas): in attuazione di quanto previsto dall’articolo 14, comma 3, del decreto legge Liberalizzazioni (legge 24 marzo 2012, n. 27), come modificato dall’articolo 38 comma 2 del decreto legge Crescita (legge 7 agosto 2012, n. 134), è stato pubblicato il decreto ministeriale con cui sono stati ridefiniti i volumi e le modalità di allocazione dello stoccaggio di modulazione per l’anno termico 2014-2015. La quota dello stoccaggio destinata al servizio di modulazione è fissata in 6,95 Gmc (di cui 6,1 Gmc Stogit e 0,54 Gmc Edison Stoccaggio) ed è assegnata tramite aste consecutive, articolate sulla base di un calendario predefinito per l’intero periodo di iniezione e con un prezzo di riserva non noto agli operatori. Il 50% di tale capacità è riservata alle esigenze di modulazione del mercato civile, che avrà anche priorità di assegnazione nell’ordine di svolgimento delle aste. Con successiva delibera 85/2014/R/gas, l’Autorità



ha disciplinato le modalità di organizzazione delle procedure d’asta per il conferimento di capacità di stoccaggio per l’anno termico 2014-2015, prevedendo un sistema di formazione del prezzo di tipo system marginal price solamente per la prima asta e di tipo pay-as-bid per quelle successive. Inoltre, viene previsto che alla capacità di stoccaggio uniforme e di punta conferite si applichi, in luogo del corrispettivo fs, il corrispettivo di assegnazione determinato in esito alla relativa asta e i corrispettivi fPI e fPE siano posti pari a zero. Anche i corrispettivi per la movimentazione del gas sono posti pari a zero per tutti i servizi di stoccaggio. Infine, è stata disposta, ai fini della garanzia dei ricavi delle imprese di stoccaggio, l’applicazione del corrispettivo CVos al gas immesso in rete nei mesi invernali: per il periodo 1 ottobre 2014-31 marzo 2015 tale corrispettivo è posto pari a 0,009€/Smc, mentre fino al 30 settembre 2014 si applicava il valore definito dalla Delibera 641/13 (0,00095 €/Smc). Con la delibera 369/2014 l’Autorità pone il CVos pari a zero per il periodo dal primo di aprile al 31 dicembre 2015 ed avvia un procedimento sull’opportunità di spostare l’applicazione del CVos a valle del PSV. Edison Stoccaggio ha allocato la totalità dei 0,54 Gmc di capacità di punta a disposizione. Successivamente nel mese di giugno con la pubblicazione della delibera 295/2014/R/Gas, sono stati compensati gli effetti finanziari per le imprese di stoccaggio derivanti dalle modifiche alla regolazione sui conferimenti di capacità introdotte dalla sopracitata delibera 85/2014/R/gas. Tali modifiche, infatti, rendevano necessario adeguare il meccanismo di garanzia dei ricavi per le imprese di stoccaggio (anticipandolo) in quanto i ricavi effettivi di queste ultime, legati ai prezzi di assegnazione delle aste di conferimento, sono risultati ben più bassi rispetto a quelli che avrebbero potuto essere conseguiti con l’applicazione delle componenti tariffarie (di cui alla delibera 350/2013 - tariffe 2014).Pertanto le imprese di stoccaggio si vedranno anticipare dalla Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico, a partire dal prossimo luglio, gli importi derivanti dal meccanismo di garanzia dei ricavi capacity (ogni mese un dodicesimo del saldo complessivo) oltre che i mancati ricavi da commodity (per l’annullamento della componente CVS) relativi al terzo mese precedente.

Criteri di regolazione delle tariffe per il servizio di stoccaggio del gas naturale: il 30 ottobre 2014, con la delibera 531/2014/R/gas l’Autorità ha definito i criteri per la definizione dei parametri rilevanti per determinare il ricavo ammesso per gli operatori di stoccaggio per il prossimo periodo regolatorio 2015-2018. La delibera prevede inoltre la conferma dei vigenti corrispettivi tariffari fino al termine del corrente anno termico (marzo 2015) e rimanda a successivi provvedimenti la definizione di nuove regole per la determinazione dei corrispettivi maggiormente coordinate con i meccanismi di allocazione competitiva della capacità di stoccaggio. Successivamente definirà anche gli ulteriori meccanismi di incentivazione per la realizzazione di nuova capacità di punta previsti dal decreto legge 12 settembre 2014, n. 133 (c.d. Sblocca Italia), convertito in legge e pubblicato nella G.U. n. 212 del 12 settembre 2014.In particolare, la delibera:• fissa il tasso di remunerazione del capitale investito al 6,0% (nel terzo periodo di regolazione il

valore del WACC era pari a 6,7%);• prevede la revisione del WACC disponendone l’aggiornamento nel corso del 2015 per favorirne

l’allineamento con l’analogo parametro fissato per gli altri servizi regolati (trasporto e distribuzione) e con riferimento al solo valore del tasso risk-free. Tale revisione determinerà il valore del WACC valido nei rimanenti tre anni del periodo regolatorio;

• viene confermata la remunerazione delle immobilizzazioni in corso ma solo di quelle contabilizzate entro il 31 dicembre 2014 e al WACC base, diversamente da quanto previsto attualmente (maggiorazione di un 4% del WACC base);

• per dimezzare il lag regolatorio e ridurne gli effetti finanziari, nel calcolo del capitale investito riconosciuto sono inclusi anche gli investimenti relativi all’anno di presentazione della proposta tariffaria;

• adotta meccanismi di incentivazione dei nuovi investimenti in esercizio a partire dal 2015, basati su criteri di mercato (trattenimento di una quota delle eventuali extra-rendite nelle aste di allocazione della capacità di stoccaggio);

• prevede l’applicazione del fattore di garanzia dei ricavi di riferimento ma “depotenziato” rispetto ad oggi, in quanto la completa remunerazione derivante dall’incentivazione degli investimenti effettuati



nel corso dei periodi regolatori è garantita solo in caso di completa allocazione della capacità. Il fattore di copertura è esteso, rispetto al passato, anche all’80% dei costi operativi. Tale fattore correttivo è applicabile ai soli siti di stoccaggio che siano in esercizio alla data del 31 dicembre 2014; o che entrino in esercizio a partire dal 1° gennaio 2015, a condizione che siano inclusi nelle cosiddette infrastrutture strategiche di cui all’articolo 3 del decreto legislativo n. 93/11 che dovranno essere individuate dal Governo con apposito DPCM.

Regolazione della qualità del servizio di stoccaggio: il 4 dicembre 2014, con la delibera 596/2014/R/gas, l’Autorità ha definito obblighi e standard di prestazione per le imprese di stoccaggio in materia di sicurezza, di continuità del servizio e di qualità commerciale del servizio di stoccaggio del gas naturale per il prossimo periodo regolatorio che si apre dal 1° gennaio 2015.

Oneri di stoccaggio: la consultazione 553/2014/R/gas “Riforma delle disposizioni in materia di copertura degli oneri di stoccaggio” prospetta da parte dell’Autorità una modifica della regolazione in materia di modalità di copertura degli oneri di stoccaggio, prevedendo l’applicazione di un nuovo corrispettivo ai volumi allocati presso i punti di uscita della rete nazionale dei gasdotti, applicato ai volumi immessi presso i punti di entrata. Tale riforma sarà adottata anche con riferimento agli altri corrispettivi, aggiuntivi alla tariffa di trasporto, applicati alle immissioni presso i punti di entrata della rete nazionale dei gasdotti.

Flessibilità terminale Adriatic LNG: nel mese di settembre 2014, con delibera 448/2014/R/gas, l’Autorità ha approvato la proposta presentata da Adriatic LNG per l’introduzione di un servizio di flessibilità giornaliero e di stoccaggio temporaneo (come previsto dalla Delibera 502/2013/R/gas), subordinatamente ad alcune modifiche che rispondono alle richieste avanzate da Edison in fase di consultazione (anche e soprattutto in termini di emendamenti al Codice).I contenuti della delibera in riferimento al servizio di flessibilità riguardano i seguenti temi:• condivisione del programma mensile (utente continuativo);• disponibilità ed erogazione del servizio di flessibilità;• valorizzazione economica del servizio di flessibilità.Successivamente Adriatic LNG ha pubblicato la documentazione relativa al Servizio di flessibilità e al servizio di stoccaggio temporaneo con l’indicazione delle tariffe.

Tariffe e mercatoRegolazione tariffaria del servizio di trasporto per il periodo regolatorio 2014-2017 ed aggiornamento componenti di trasporto gas (delibere 514/2013/R/gas e 458/2014/R/com): la nuova regolazione sostanzialmente conferma quella previgente, prevedendo anche per il prossimo periodo regolatorio l’applicazione di un corrispettivo variabile e di un corrispettivo fisso per la capacità di trasporto prenotata. Tuttavia, la struttura tariffaria (applicata a partire da gennaio 2014), così come i criteri di allocazione della capacità di trasporto, potranno essere rivisti durante il periodo regolatorio anche al fine di assicurarne la coerenza con il codice di rete europeo. Inoltre, è stata disposta l’eliminazione secondo un approccio graduale della riduzione del corrispettivo regionale per i punti di riconsegna situati entro 15 km dalla rete nazionale, mentre vengono eliminate le riduzioni del medesimo corrispettivo per i prelievi fuori punta e per l’avvio di nuovi punti di riconsegna. Infine, viene introdotto un coefficiente di riproporzionamento del corrispettivo per i conferimenti di capacità giornaliera ai punti di entry.Con la delibera 458/2014 l’Autorità valorizza il corrispettivo integrativo CVfg (a copertura degli oneri del fattore di garanzia per il servizio di rigassificazione) ponendolo pari a 0,0614 €cent/Smc a partire dal 1° gennaio 2015. L’incremento di tale componente deriva dall’applicazione del fattore di garanzia dei ricavi al terminale OLT, previsto anche per i terminali che rinunciano all’esenzione TPA e che però devono essere riconosciuti come infrastrutture essenziali e indispensabili a garantire adeguata sicurezza, economicità e concorrenza nelle forniture di energia.Per il tema CVos si veda il paragrafo “Stoccaggio di modulazione - modalità di allocazione”.


Bilanciamento Gas (Delibere 27/2014/R/Gas, 57/2014/R/gas e 485/R/gas): dal 1° febbraio 2014 sono state progressivamente introdotte per l’offerta presso la piattaforma del bilanciamento cosidetto G-1 nuove risorse di flessibilità. Oltre alle importazioni da pipeline, attive già dallo scorso novembre, è possibile offrire: • risorse rivenienti dalla capacità di erogazione/iniezione non utilizzata dal Trasportatore Snam Rete Gas; • capacità di erogazione aggiuntiva messa a disposizione da Stogit ai propri utenti;• capacità disponibile da Edison Stoccaggio; • flessibilità garantita dalla gestione del gas presente nella rete di trasporto (c.d. spazio di line pack).Successivamente, con delibera 485/2014/R/gas, l’Autorità ha disposto alcuni miglioramenti ed ottimizzazioni dell’attuale struttura del mercato del bilanciamento per l’inverno 2014-2015 (precedentemente proposti nel DCO 373/2014 di quest’estate) e ha pubblicato la proposta di Snam per l’implementazione del codice di rete europeo sul bilanciamento (Balancing NC).I contenuti della delibera riguardano gli aggiustamenti al sistema di bilanciamento per l’inverno 2014-2015 e precisamente sono relativi a:• modifica ai criteri di formazione del prezzo nella sessione G-1;• compatibilità tra la sessione G-1 e l’introduzione di cicli di rinomina intra-day agli entry;• gestione delle offerte relative a risorse che prevedono il reintegro al PSV in giorni successivi;• individuazione di indicatori che permettano di definire gli obiettivi di performance di Snam;• monitoraggio del mercato (riferimento al Regolamento REMIT).Inoltre è stato stabilito che Snam dovrà pubblicare sul proprio sito i criteri definiti per gli interventi nella G-1 in acquisto o in vendita ed è stata approvata la versione del Regolamento PBGAS che era già in vigore dal 3 febbraio 2014.

Quarto periodo di regolazione e le Gare d’ambito per la distribuzione del gas: nel corso dell’anno sono state apportate variazioni significative al Decreto Letta 164/2000 con l’emanazione del decreto legge 23 dicembre 2013 n. 145 “Destinazione Italia” (convertito nella legge 9/2014) che ha modificato alcune disposizioni relative ai criteri di valorizzazione delle reti di distribuzione del gas naturale rilevanti ai fini dell’affidamento tramite gara delle concessioni per la gestione del servizio. In particolare, è stata introdotta una differente metodologia di calcolo del valore di rimborso spettante ai titolari degli affidamenti e concessioni cessanti qualora non siano desumibili negli accordi contrattuali tra Comune e Gestore, con il rimando a linee guida del Ministero per il calcolo del VIR. La norma dispone che ai fini del calcolo del VIR devono essere detratti dal capitale investito netto tutti i contributi, sia pubblici che privati.Per quanto concerne gli oneri di gara la norma dispone, al fine di agevolare la partenze delle procedure di gara, l’anticipo della spesa da parte del gestore uscente, che la recupererà dal

Una delle iniziative più rilevanti nell’ambito delle celebrazioni dei 130 anni di storia della società Edison è stata la manifestazione “Al cuore dell’energia - un viaggio alla scoperta degli impianti Edison”. Nella foto alcuni momenti della manifestazione a Torviscosa (Udine).


subentrante comprensiva degli interessi (il quale poi recupererà tali oneri in tariffa). Intanto, a seguito dell’approvazione del Testo Unico delle disposizioni in materia di qualità tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (TUDG), l’Autorità, con delibera 367/2014/R/gas completava la regolazione tariffaria per le gestioni d’ambito con riferimento, in particolare, alla definizione della componente della tariffa a copertura della differenza tra VIR e RAB come previsto dal decreto legislativo 93/11. Tale provvedimento ha apportato modifiche significative alla delibera 573/2013 e relativo allegato TUDG (RTDG 2014/19).Viene confermata la differenziazione della valorizzazione del riconoscimento ai fini tariffari delle immobilizzazioni nette, distinguendo tra i casi in cui il gestore entrante è diverso dal gestore uscente e quelli in cui il gestore entrante e il gestore uscente coincidono (c.d. regolazione asimmetrica). Con delibera 310/2014/R/gas recante “Disposizioni in materia di determinazione del valore di rimborso delle reti di distribuzione del gas naturale” l’Autorità dà esito alla recente consultazione 178/2014 in materia di procedure e metodi di analisi per la valutazione degli scostamenti tra VIR e RAB in attuazione delle disposizioni del decreto legge 145/13 “Destinazione Italia”.La delibera 414/2014/R/gas ha introdotto disposizioni in materia di analisi per indici ai fini della verifica degli scostamenti tra VIR e RAB di cui all’oggetto pubblicata sul sito dell’Autorità e definisce i valori di riferimento per la determinazione dei costi unitari benchmark da utilizzare nell’analisi per indici ai fini della verifica degli scostamenti tra VIR e RAB di cui all’articolo 16, comma 1, delibera 310/2014/R/gas.Con riferimento alle gare d’ambito per l’affidamento del servizio di distribuzione, la scadenza del primo blocco di gare che era prevista per l’11 luglio 2014 è stata posticipata di otto mesi dal decreto legge Competitività (termine ultimo 11/3/2015), tale decreto ha inoltre posticipato di sei mesi le scadenze del secondo, del terzo e del quarto gruppo, nonché di 4 mesi quelle del quinto e del sesto gruppo di ambiti.Attualmente il quadro normativo e regolamentare per l’avvio delle gare gas deve ritenersi completo. Lo stesso articolo 30 bis comma 1 del (DL Competitività), convertito con modificazioni in legge n. 116/2014 prevede la validità degli accordi sulla determinazione del VIR stipulati tra le parti prima dell’entrata in vigore del DM 226/2011; dopo tale documento si applicano le Linee guida di cui all’allegato al DM 22 maggio 2014. Si fa presente che le perizie anche precedenti conservano comunque un loro valore in quanto necessitano solo di essere aggiornate alla data della predisposizione del bando di gara per renderle congruenti con la previsione della detrazione dei contributi privati.Sul finire dell’anno è stata pubblicata un importante provvedimento in materia di misuratori cosiddetti smart nel mercato residenziale. In sostanza le nuove disposizioni, che modificano e integrano la disciplina di cui alla delibera 631/13 prevedono:• la rimozione dell’obbligo di installazione di misuratori G4-G6 di nuova generazione smart meters a

partire dal 1° gennaio 2015;



• la risoluzione delle criticità in merito alla inclusione nel vincolo dei ricavi dei costi di telegestione/telelettura nel caso di adozione di soluzioni di tipo buy;

• la parziale revisione degli obblighi di comunicazione ai clienti finali della sostituzione del misuratore.

Rideterminazione del corrispettivo CVbl (Delibera 372/2014/R/gas): l’Autorità, in applicazione di quanto disposto dal TAR della Lombardia (con sentenza n. 1587/2014), ha di fatto confermato il valore attuale del corrispettivo CVbl mantenendolo pari a 0,1 €cent/Smc, sia per il periodo pregresso (da ottobre 2012) sia per i mesi futuri. L’Autorità in tale circostanza ha inoltre reso pubblico, come indicato nella sentenza di cui sopra, il resoconto della prima istruttoria avviata con delibera 144/2013/R/gas, in esito alla quale ha rideterminato e confermato il valore del corrispettivo CVbl.

Morosità - DCO 477/2014/R/com: nel quarto trimestre si è svolta la consultazione di cui al documento DCO 477/2014/R/com “Modifiche e integrazioni alla disciplina relativa alla Morosità nei mercati retail dell’energia elettrica e del gas naturale”, esso rappresenta il primo passo verso la riforma della materia, la quale si auspica possa concludersi nel mese di marzo 2015.Il panorama nazionale è caratterizzato da un’elevata e crescente morosità soprattutto negli ultimi anni, ciò ha portato l’Autorità a prevedere nel documento preso in esame una responsabilizzazione maggiore dei distributori a disincentivare il cosiddetto “turismo energetico” di alcuni clienti, tutelando coloro che si trovano in reale difficoltà.I punti principali affrontati nel documento di consultazione sono:• limitare il costo complessivo per il sistema dell’onere a carico della generalità dei clienti finali relativo

alla morosità di alcuni di essi; • garantire certezza delle tempistiche e delle relative procedure;• mantenere in capo al venditore e al distributore l’incentivo ad una gestione efficiente dell’attività; • aumentare l’efficienza e la concorrenza all’interno dei mercati retail, definire una regolazione il più

possibile omogenea tra il settore elettrico e il settore del gas naturale nel segmento retail.

Meccanismo di allocazione della capacità di trasporto presso i punti interconnessi con l’estero - Approvazione aggiornamenti codice Snam: nel mese di agosto 2014, con la delibera 419/2014/R/gas l’Autorità ha approvato le proposte di aggiornamento del codice di rete Snam, in recepimento delle delibere:• 83/2013: relativa alle linee guida per l’introduzione del meccanismo di allocazione della capacità

giornaliera su base day-ahead per il trasporto via Tarvisio;• 411/2013: relativa alle disposizioni affinché gli utenti possano rendere disponibile per il conferimento

a terzi la capacità continua (giornaliera o superiore) presso i punti interconnessi con l’estero. L’Autorità ha disposto che la nuova disciplina relativa al mercato secondario decorra dal 1° settembre 2014. La delibera prevede inoltre che Snam aggiorni il proprio codice, alla luce di quanto rappresentato nella CMP guidance, e ne trasmetta una relazione all’Autorità. Si ricorda che la CMP guidance, pubblicata dalla Commissione Europea l’11 luglio 2014, ha il fine di ottimizzare ed armonizzare a livello europeo le regolamentazioni nazionali in materia di gestione delle congestioni, con particolare riferimento ai prodotti bundled.

Tematiche trasversaliDecreto legge “Sblocca Italia”: è stato pubblicato (GU Serie Generale n. 262 dell’11-11-2014) la legge 11 novembre 2014, n. 164 di conversione, con modificazioni, del decreto legge 12 settembre 2014, n. 133 “Misure urgenti per l’apertura dei cantieri, la realizzazione delle opere pubbliche, la digitalizzazione del Paese, la semplificazione burocratica, l’emergenza del dissesto idrogeologico e per la ripresa delle attivita’ produttive”, cosiddetto Sblocca Italia. Il provvedimento contiene alcune norme di interesse aziendale, ed in particolare l’articolo 8 che prevede il riordino e semplificazione in materia di gestione delle terre e rocce da scavo, l’articolo 22 che prevede modifiche alle misure



del conto termico, l’articolo 34 che introduce modifiche al Codice Appalti per la semplificazione delle procedure in materia di bonifica e messa in sicurezza di siti contaminati.Di maggior interesse poi l’articolo 36, che introduce misure a favore degli interventi di sviluppo delle regioni per la ricerca di idrocarburi, e l’articolo 37, che introduce alcune modifiche sulle norme vigenti in materia di infrastrutture di gas naturale, al fine di prevedere che i gasdotti di importazione di gas dall’estero, i terminali di rigassificazione di GNL, gli stoccaggi di gas naturale e le infrastrutture della rete nazionale di trasporto del gas naturale, incluse le operazioni preparatorie necessarie alla redazione dei progetti e le relative opere connesse, rivestono carattere di interesse strategico, costituiscono una priorità a carattere nazionale, sono di pubblica utilità, sono indifferibili e urgenti. Inoltre, la norma intende incentivare gli investimenti per lo sviluppo di ulteriori prestazioni di punta degli stoccaggi a decorrere dal 2015. Anche l’articolo 38 qualifica le attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi e quelle di stoccaggio sotterraneo di gas naturale come attività di interesse strategico, di pubblica utilità, urgenti e indifferibili. Un’ulteriore modifica vede l’inserimento delle attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi effettuate sulla terraferma tra i progetti di competenza statale, sottoposti a procedimento VIA e alla conclusione dei procedimenti in corso da parte delle regioni. Vengono inoltre stabiliti nuovi principi per il conferimento di titoli minerari, in modo da semplificare e ridurre i tempi necessari per il rilascio dei titoli abilitativi per la ricerca e la produzione di idrocarburi, prevedendo il rilascio di un titolo concessorio unico. Il provvedimento prevede, inoltre, una remunerazione incentivante per accrescere la risposta del sistema nazionale degli stoccaggi in condizioni di punta, sarà l’Autorità a stabilirne le modalità dal prossimo anno, tenendo conto “della specificità di tali prestazioni e delle condizioni di mercato, e privilegiando gli sviluppi contraddistinti da un alto rapporto tra prestazioni di punta e volume di stoccaggio”.

Decreto legislativo Efficienza energetica: è stato pubblicato (GU Serie Generale n.165 del 18-7-2014) il decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102 di attuazione della direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica, che modifica le direttive 2009/125/CE e 2010/30/UE e abroga le direttive 2004/8/CE e 2006/32/CE.Il Decreto stabilisce un quadro di misure per la promozione ed il miglioramento dell’efficienza energetica che concorrono al conseguimento di un obiettivo nazionale indicativo di risparmio energetico di 20 MTEP di consumi di energia primaria (pari a 15,5 MTEP di consumi di energia finale) entro il 2020. Il provvedimento contiene alcune norme di interesse aziendale, ed in particolare:• si demanda al meccanismo dei certificati bianchi il conseguimento di un risparmio energetico non

inferiore al 60% dell’obiettivo di risparmio energetico nazionale;• al fine di favorire una più efficace misurazione dei consumi di elettricità, gas, teleriscaldamento,

teleraffrescamento e acqua calda per uso domestico, l’Autorità predisporrà le specifiche dei sistemi di misurazione intelligenti, cui gli esercenti l’attività di misura sono tenuti ad uniformarsi;

• l’Autorità interverrà anche nella regolazione relativa alla fatturazione e alla gestione dei dati di misura dei consumatori, ed al fine di evitare duplicazioni di attività e di costi si avvarrà ove necessario del SII;

• l’Autorità dovrà regolare l’accesso e la partecipazione della domanda ai mercati di bilanciamento, di riserva e di altri servizi di sistema, definendo le modalità tecniche con cui i gestori dei sistemi di trasmissione e distribuzione organizzano la partecipazione dei fornitori di servizi e dei consumatori;

• si introducono infine alcune disposizioni in materia di teleriscaldamento, teleraffreddamento e cogenerazione ad alto rendimento.

Legge di delegazione Europea 2013 e Legge Europea Bis: è stata pubblicata (GU Serie Generale n. 251 del 28-10-2014) la Legge Delega per il recepimento delle direttive europee e l’attuazione di altri atti dell’Unione Europea, che, per quanto di più stretto interesse, dà delega al Governo per il recepimento della Direttiva 2013/11/UE sulla risoluzione alternativa delle controversie dei consumatori e per il recepimento della Direttiva 2013/30/UE sulla sicurezza delle operazioni in mare nel settore degli idrocarburi. È stata altresì pubblicata (GU Serie Generale n. 261 del 10-11-2014)



la Legge europea 2013-bis “Disposizioni per l’adempimento degli obblighi derivanti dall’appartenenza dell’Italia all’Unione europea”, che all’articolo 11, intervenendo sul Testo Unico in materia di intermediazione finanziaria (TUF), introduce alcune disposizioni attuative del Regolamento UE n. 648/2012 (EMIR). In particolare si individuano nella Banca d’Italia, CONSOB, Istituto per la vigilanza sulle assicurazioni (IVASS) e Commissioni di vigilanza sui fondi pensione (COVIP), le autorità preposte ad assicurare il rispetto degli obblighi posti dal regolamento a carico dei soggetti vigilati, secondo le rispettive competenze di vigilanza.L’articolo 22, in attuazione del regolamento UE n. 1227/2011 (REMIT), introduce nuove disposizioni in materia di attribuzioni all’Autorità nel settore del mercato dell’energia all’ingrosso, assegnando all’Autorità nuovi poteri di indagine e di esecuzione per le fattispecie di abuso di informazioni privilegiate e per le violazioni dell’obbligo di pubblicità delle informazioni privilegiate.

Regolazione EuropeaAvviato il processo per l’aggiornamento del Piano decennale di sviluppo della rete gas europea (TYNDP 2015-2024) da parte della Commissione Europea (DG Energia) ed ENTSO-G. Il Piano è finalizzato a presentare i possibili sviluppi infrastrutturali del sistema gas europeo (trasporto, stoccaggio e GNL) e viene pubblicato con cadenza biennale. Nel corso del 2014 ENTSO-G (associazione europea degli operatori dei sistemi di trasporto gas) ha approvato la metodologia costi-benefici per la valutazione degli investimenti, da utilizzarsi per l’analisi finalizzata all’inclusione dei Progetti di interesse comune (PCI) nel TYNDP. Durante l’estate i soggetti interessati hanno presentato i Progetti di interesse comune per le nuove infrastrutture da includere nel Piano. A fine anno la Commissione Europea ha pubblicato l’elenco dei PCI candidati ad ottenere i fondi e le corsie autorizzative semplificate. Tale lista è sottoposta a consultazione fino al 13 marzo 2015.

Approvato il Regolamento Europeo CE/312/2014, che istituisce il Codice di Rete Europeo per il bilanciamento delle reti gas. Il 26 marzo è stato approvato il secondo Codice di Rete Europeo previsto dal Terzo Pacchetto Energia, ovvero il Codice di Rete che introduce regole comuni per la gestione del bilanciamento delle reti gas negli Stati Membri. Alla luce del Regolamento, che dovrà essere obbligatoriamente implementato in tutti gli Stati Membri al più tardi entro il 1° ottobre 2016, gli operatori di trasporto gas europei dovranno adeguare il proprio meccanismo di bilanciamento, prevedendo un sistema in cui la responsabilità primaria di mantenere posizioni equilibrate è posta in capo agli utenti della rete che dovranno avere a disposizione sufficienti strumenti di flessibilità per gestire le posizioni del proprio portafoglio di prelievi e immissioni in rete.Snam Rete Gas intende implementare in Italia il modello di bilanciamento disegnato dal Codice di Rete Europeo entro il 1° ottobre 2015.

Approvato in via definitiva da Stati Membri e Commissione Europea il Codice di Rete Europeo sull’Interoperabilità e il Data Exchange sulle reti di trasporto gas. Questo Codice obbligherà le imprese di trasporto gas a standardizzare molte procedure operative (contenuto dei contratti di interconnessione, unità di misura utilizzate, procedure per la gestione di gas di diversa qualità, ecc.), così da ridurre gli ostacoli tecnici esistenti per i flussi transfrontalieri di gas tra Paesi Europei. Saranno inoltre introdotti protocolli e formati IT (information technology) comuni a tutte le imprese di trasporto europee, per standardizzare i flussi di scambio dei dati con gli utenti della rete.



Direttiva MIFID (Direttiva 65/2014 UE). Nel mese di giugno 2014 sono stati pubblicati in Gazzetta Ufficiale dell’Unione Europea la nuova Direttiva MIFID (mercati di strumenti finanziari), che modifica e abroga l’attuale Direttiva 39/2004, e il nuovo Regolamento MIFIR n. 600/2014, che modifica alcune disposizioni del Regolamento EMIR, in ragione delle disposizioni introdotte dalla nuova MIFID.Le disposizioni rilevanti per il trading in commodities energetiche riguardano:• la revisione del precedente quadro per le esenzioni dalla licenza MIFID, in senso restrittivo, per il

commodity trading; • la possibile revisione del perimetro della nozione di strumenti finanziari, rilevante per i contratti a

termine su power e gas a seconda dei termini e del luogo di esecuzione; • l’insorgere di aree di sovrapposizione con il Regolamento EMIR, in particolare per quanto riguarda

la classificazione degli strumenti di copertura (hedging). Sono attualmente in fase di definizione le misure attuative della Direttiva che disciplineranno diversi aspetti di dettaglio, fra cui le condizioni per stabilire se alcuni strumenti debbano considerarsi derivati finanziari (i.e. consegna fisica), e i criteri alla base del quadro per le esenzioni (i.e. definizione di attività ancillare e criteri quali quote di mercato, capitale utilizzato, ecc.). Sono previsti due anni per il recepimento negli ordinamenti nazionali e le nuove disposizioni si applicheranno a partire dal Gennaio 2017.

Nel corso dell’anno è stata anche adottata e pubblicata in Gazzetta Ufficiale la nuova disciplina sul Market Abuse (ex Direttiva 6/2003/CE), attraverso un nuovo Regolamento MAR (Regolamento UE nr. 596/2014) sul divieto di insider dealing e market mainipualtion ed una nuova Direttiva (Direttiva 57/2014 UE) che istituisce i reati penali di insider dealing e market manipulation. La revisione è di portata generale per i mercati finanziari (per i mercati energetici all’ingrosso si fa invece riferimento al Regolamento REMIT), ed il nuovo Regolamento si applicherà a tutti gli strumenti finanziari (inclusi i derivati su merci e gli strumenti di compliance nel quadro dell’EU ETS) scambiati su mercati regolamentati, MTFs ed OTFs. L’ambito di applicazione (incluso il divieto di insider dealing e market mainipualtion) sarà esteso, sotto determinate condizioni, anche ai mercati spot ed OTC.


UN ANNO IN SINTESI.ANDAMENTO DEI SETTORI



Dati quantitativiFonti

GWh (*) Esercizio 2014 Esercizio 2013 (**) Variazione %

Produzione Edison: 17.616 18.408 (4,3%)

- termoelettrica 11.756 13.503 (12,9%)

- idroelettrica 4.954 4.029 23,0%

- eolica e altre rinnovabili 906 876 3,4%

Altri acquisti (grossisti, IPEX, ecc.) (1) 78.564 55.407 41,8%

Totale fonti Italia 96.180 73.815 30,3%

(1) Al lordo delle perdite ed escluso portafoglio di trading.(*) Un GWh è pari a un milione di kWh; riferito a volumi fisici.(**) I valori del 2013 sono stati rideterminati a seguito dell’applicazione dell’IFRS 11 “Accordi a controllo congiunto” e di una differente

rappresentazione del Fonti/impieghi.

Impieghi

GWh (*) Esercizio 2014 Esercizio 2013 (**) Variazione %

Clienti finali (1) 20.409 19.149 6,6%Altre vendite (grossisti, IPEX, ecc.) (2) 75.771 54.666 38,6%

Totale impieghi Italia 96.180 73.815 30,3%

(1) Al lordo delle perdite.(2) Escluso portafoglio di trading.(*) Un GWh è pari a un milione di kWh. (**) I valori del 2013 sono stati rideterminati a seguito dell’applicazione dell’IFRS 11 “Accordi a controllo congiunto” e di una differente

rappresentazione del Fonti/impieghi.

Dati economici

(in milioni di euro) Esercizio 2014 Esercizio 2013 (**) Variazione %


Margine operativo lordo reported 652 656 (0,6%)Margine operativo lordo adjusted (1) 690 666 3,6%

Investimenti in immobilizzazioni 46 31 48,4%Dipendenti (numero) (2) 1.051 1.138 (7,6%)(1) Vedi nota pagina 18.(2) Valori di fine periodo.(**) I valori del 2013 sono stati rideterminati a seguito dell’applicazione dell’IFRS 11 “Accordi a controllo congiunto” e per la nuova esposizione

dei derivati e oneri non ricorrenti.

Produzioni e VenditeNel corso del 2014 il Gruppo ha consolidato il modello di business che prevede una separazione tra la gestione della generazione (termoelettrica e rinnovabili), le vendite al mercato finale (business e retail), le attività di proprietary trading nonché le attività di compra-vendita tese a garantire adeguate politiche di segregazione e copertura del rischio sui portafogli citati nonché alla massimizzazione della redditività attraverso l’ottimizzazione degli stessi. Nell’ambito di tale modello le produzioni nette del Gruppo in Italia si attestano a 17.616 GWh, in diminuzione del 4,3% rispetto al 2013; in particolare la produzione termoelettrica evidenzia una flessione del 12,9% , in linea anche con l’andamento desumibile a livello nazionale e frutto della riduzione della domanda elettrica e del contestuale sensibile aumento della produzione da fonti rinnovabili. Per queste ultime infatti, nel 2014, si registra un sensibile aumento della produzione idroelettrica (+23%), frutto

ENERGIA ELETTRICA

Centrale di stoccaggio gas di S. Potito e Cotignola (Ravenna).



dello straordinario livello di idraulicità che ha caratterizzato il Paese nel corso del 2014, e un leggero aumento della produzione eolica e altre rinnovabili (+3,4%). In particolare, per quanto riguarda le produzioni eoliche, nell’ambito della citata riorganizzazione del polo delle energie rinnovabili, si segnala l’acquisto all’inizio di ottobre degli impianti di Andretta Bisaccia e Rignano Garganico in Puglia, le cui produzioni hanno più che compensato la diminuzione per la minore ventosità del periodo. Le vendite ai clienti finali sono in aumento del 6,6% grazie all’acquisizione di nuovi clienti nel segmento business.Gli Altri acquisti e vendite del 2014 sono aumentati sensibilmente in virtù delle modalità operative di bidding degli impianti e del bilanciamento dei singoli portafogli nonché dell’attività di make or buy che, attraverso lo sfruttamento della flessibilità degli impianti CCGT del Gruppo ha portato ad una riduzione delle produzioni termoelettriche, poco competitive nella situazione attuale di mercato, e a privilegiare invece acquisti sul mercato Ipex e grossista.

Dati economici I ricavi di vendita del 2014 risultano pari a 7.859 milioni di euro, in aumento del 9,7% rispetto al 2013 principalmente in virtù di maggiori volumi venduti che contrastano la riduzione dei prezzi medi di vendita trainati dallo scenario di riferimento.In un contesto di mercato elettrico che prosegue particolarmente critico anche a fronte di ulteriore riduzione dei prezzi e dei consumi, il margine operativo lordo adjusted del 2014 è pari a 690 milioni di euro, in leggero aumento rispetto a quello dello stesso periodo del 2013 (666 milioni di euro) grazie alle performance operative sul segmento vendite ai clienti finali e a alla già menzionata idraulicità del periodo.

Investimenti Nel 2014 sono stati contabilizzati investimenti per 46 milioni di euro riferibili per 10 milioni di euro per la costruzione dell’impianto eolico di Baselice (entrato in produzione nel dicembre 2014) e per la restante parte a interventi minori e manutenzione incrementativa nel settore idroelettrico e termoelettrico.



Dati quantitativi

Fonti Gas

Gas in milioni di mc Esercizio 2014 Esercizio 2013 Variazione %

Produzioni (1) 417 410 1,7%

Import (pipe + GNL) 9.915 12.512 (20,8%)

Altri acquisti 2.739 3.078 (11,0%)

Variazione stoccaggi (2) 172 (341) n.s.

Totale fonti Italia 13.243 15.659 (15,4%)

Produzione estero (3) 1.734 1.799 (3,6%)

(1) Al netto degli autoconsumi e a Potere Calorifico Standard; include le produzioni della concessione Izabela in Croazia importate in Italia.(2) Include le perdite di rete; la variazione negativa indica immissione a stoccaggio.(3) Al lordo delle quantità trattenute come imposta sulle produzioni.

Impieghi Gas

Gas in milioni di mc Esercizio 2014 Esercizio 2013 Variazione %

Usi civili 2.314 2.737 (15,5%)Usi industriali 3.413 2.707 26,1%Usi termoelettrici 4.407 6.578 (33,0%)Altre vendite 3.109 3.637 (14,5%)

Totale impieghi Italia 13.243 15.659 (15,4%)

Vendite produzione estero (1) 1.734 1.799 (3,6%)

(1) Al lordo delle quantità trattenute come imposta sulle produzioni.

Produzioni olio

migliaia di barili Esercizio 2014 Esercizio 2013 Variazione %

Produzione Italia 2.620 1.940 35,0%

Produzione estero (1) 1.541 1.640 (6,0%)

Totale produzioni 4.161 3.580 16,2%(1) Al lordo delle quantità trattenute come imposta sulle produzioni.

Dati economici

(in milioni di euro) Esercizio 2014 Esercizio 2013 (*) Variazione %


Margine operativo lordo reported 293 425 (31,1%)Margine operativo lordo adjusted (1) 255 415 (38,6%)

Investimenti in immobilizzazioni 270 135 100,0%

Investimenti in esplorazione 67 92 (27,2%)

Dipendenti (numero) (2) 1.419 1.415 0,2%

(1) Vedi nota pagina 18.(2) Valori di fine periodo.(*) I valori del 2013 sono stati rideterminati a seguito dell’applicazione dell’IFRS 11 “Accordi a controllo congiunto” e per la nuova esposizione dei


Produzioni ed ApprovvigionamentiNel corso del 2014 la produzione di gas, totalizzando Italia ed estero, passa da 2.209 milioni di metri cubi a 2.151 milioni di metri cubi, facendo registrare un calo del 2,6%. Le produzioni commercializzate in Italia sono in aumento dell’1,7% grazie all’avvio del campo Izabela in Croazia, le cui produzioni importate in Italia, hanno più che compensato il naturale declino delle curve di produzione di alcuni campi. Le produzioni estere risultano in lieve calo (-3,6%) a causa del declino fisiologico delle concessioni egiziane in parte compensato dal contributo dei campi in Gran Bretagna acquisiti nell’ottobre 2013.

IDROCARBURI


La produzione di olio grezzo è risultata pari a 4.161 migliaia di barili contro i 3.580 del 2013, con produzioni in Italia in aumento, ascrivibili principalmente alle produzioni del campo di Tresauro a seguito delle attività di sviluppo effettuate nell’anno precedente, che più che compensano la riduzione delle produzioni estere.Le importazioni di gas si attestano a circa 9,9 miliardi di metri cubi, in calo di circa il 20,8% rispetto all’anno precedente, in conseguenza di minori impieghi per uso civile e termoelettrico.

Vendite ed Attività CommercialeI quantitativi venduti sul mercato domestico nel 2014 sono pari a 13.243 milioni di metri cubi, in calo del 15,4% rispetto al 2013. In particolare, le vendite per usi civili registrano un calo del 15,5% frutto della dinamica termica dell’anno; le vendite per usi termoelettrici mostrano un decremento del 33% imputabile al minor consumo di gas delle centrali termoelettriche del Gruppo e di terzi che come detto scontano una minore domanda nazionale e un maggior contributo delle produzioni da fonti rinnovabili; le vendite per usi industriali sono aumentate di circa 706 milioni di metri cubi (+26,1%) grazie all’acquisizione di nuovi clienti.

Dati economici I ricavi di vendita del 2014 si attestano a 5.168 milioni di euro, in diminuzione del 13,8% rispetto al 2013, principalmente a causa della diminuzione dei volumi oltre che dei prezzi medi di vendita che riflettono l’andamento sensibilmente in calo dello scenario di riferimento. Il margine operativo lordo adjusted è pari a 255 milioni di euro, in diminuzione di 160 milioni di euro rispetto all’anno precedente. Il margine operativo lordo in questione è la risultante dell’attività di Exploration & Production (427 milioni di euro, in flessione rispetto al periodo precedente per il declino delle produzioni commentato in precedenza), del margine operativo lordo delle Infrastrutture gas regolate e della perdita relativa all’attività di compra-vendita del gas naturale i cui margini unitari di vendita permangono a tutt’oggi mediamente in perdita, ragione per cui Edison è impegnata a completare il secondo ciclo di rinegoziazioni per tutti i suoi contratti di fornitura, ritenendo essenziale ricondurre a condizione di ragionevole economicità il proprio portafoglio di contratti pluriennali.

Durante la “Festa d’estate” molto seguita da tutti i dipendenti, si svolgono le consuete premiazioni del torneo di calcetto aziendale.


Con riferimento a quest’ultimo comparto va sottolineato che il margine operativo lordo del 2014 ha beneficiato delle componenti straordinarie positive relative alla revisione del prezzo del contratto long-term di fornitura di gas naturale in base all’arbitrato conclusosi con Promgas il 29 agosto 2014. Invece, nel confronto con l’anno precedente, si rammenta che il margine operativo lordo dell’attività di compravendita del gas naturale nel 2013 aveva significativamente beneficiato delle rinegoziazioni dei contratti di fornitura di gas naturale dall’Algeria e dal Qatar, comprensive anche dell’una tantum relativa agli anni precedenti.

Investimenti Gli investimenti nel 2014 sono risultati pari a 270 milioni di euro. In Italia, i principali investimenti hanno riguardato le attività di sviluppo del campo di Fauzia per 51 milioni di euro, le attività di sviluppo del campo di Clara nord-ovest per 11 milioni di euro nonchè gli interventi di side-track nel campi di Clara est per 16 milioni di euro, le attività di sviluppo nel campo di Regina per 12 milioni di euro e nel campo di Calipso per 11 milioni di euro, e il riscatto del 100% della nave-serbatoio Leonis per la concessione del campo a olio di Vega, con annessi costi accessori, per 13 milioni di euro. All’estero gli investimenti hanno riguardato la concessione egiziana di Abu Qir per le attività di di asset upgrade e per le attivita’ di workover di 2 pozzi (30,5 milioni di euro), la concessione norvegese di Zidane (10 milioni di euro) e le attività per la realizzazione della pipeline Polarled che collegherà Zidane alla terraferma (19 milioni di euro) e l’Algeria per le attività di sviluppo della concessione di Reggane (24,5 milioni di euro) .

Attività di esplorazioneLe spese per l’attività di esplorazione nel 2014 sono risultate pari a 67 milioni di euro. In particolare si registrano in Norvegia 39 milioni di euro (principalmente per le attività di perforazione dei pozzi Titan, Atlas, Pengvin, Tvillingen e Skarfjell south), in Gran Bretagna 13 milioni di euro (per le attività esplorative nella concessione Handcross) e nelle isole Falkland 11 milioni di euro (per le attività di ricerca di idrocarburi nell’area sud).


Riserve idrocarburi Le riserve di idrocarburi del Gruppo (riserve certe + 50% riserve probabili) al 31 dicembre 2014 risultano pari a circa 46,2 miliardi di metri cubi equivalenti (283,5 MBoe) contro i 50,4 miliardi di metri cubi equivalenti dell’anno precedente (309,3 MBoe) e pertanto, al netto delle produzioni 2014 pari a circa 2,8 miliardi di metri cubi equivalenti (17,8 MBoe), risultano in diminuzione di circa 1,4 miliardi di metri cubi equivalenti (8 MBoe). Il principale motivo di tale risultato è dovuto al peggioramento produttivo riscontrato nel corso dell’esercizio per le concessioni di Rosetta e West Wadi El Ryan, in Egitto, cosa che ha comportato a fine anno la necessità di una revisione al ribasso della stima di riserve residue nelle due concessioni. Anche la riclassificazione da certe a probabili di una parte delle riserve della concessione di Abu Qir ha impattato sfavorevolmente sul totale delle riserve di Gruppo. Per ulteriori dettagli si rimanda al capitolo “Informazioni supplementari su gas naturale e petrolio” contenuto nel Bilancio Consolidato.

Dati significativi

(in milioni di euro) Esercizio 2014 Esercizio 2013 (*) Variazione %

Ricavi di vendita 48 52 (7,7%)

Margine operativo lordo (131) (111) (18,0%)


Investimenti in immobilizzazioni 4 5 (20,0%)

Dipendenti (numero) (1) 631 630 0,2%(1) Valori di fine periodo.(*) I valori del 2013 sono stati rideterminati a seguito dell’applicazione dell’IFRS 11 “Accordi a controllo congiunto” e per la nuova esposizione dei


Nel settore Corporate e Altri Settori confluiscono la parte dell’attività della capogruppo Edison Spa non pertinente alla gestione e talune società holding e immobiliari.

I ricavi di vendita del 2014 sono pari a 48 milioni di euro, in calo del 7,7% rispetto all’anno precedente. Il margine operativo lordo del 2014, negativo per 131 milioni di euro, registra un peggioramento di 20 milioni di euro in parte legato a spese operative non ricorrenti e in parte a poste di natura fiscale e ambientale.

CORPORATE E ALTRI SETTORI

Backstage dell’ultima campagna pubblicitaria di Edison: l’offerta EDISON BEST non teme confronti.



Ai sensi della Comunicazione Consob del 28 luglio 2006 n. DEM/6064293 si riporta il prospetto di raccordo fra il risultato netto dell’esercizo di Gruppo e il patrimonio netto attribuibile ai soci della controllante al 31 dicembre 2014 con gli analoghi valori della Capogruppo Edison Spa:

Raccordo tra il risultato netto di Edison Spa e il risultato netto di competenza di Gruppo

(in milioni di euro) Esercizio 2014 Esercizio 2013 (*)

Risultato netto dell’esercizio di Edison Spa (37) 78

Dividendi infragruppo eliminati nel bilancio consolidato (343) (260)

Risultati delle società controllate, collegate e a controllo congiunto non recepitinel bilancio di Edison Spa

375 271

Valutazione delle partecipazioni valutate con il criterio del Patrimonio netto 3 -

Altre rettifiche di consolidamento 42 7

Risultato netto di competenza di Gruppo 40 96

(*) I valori del 2013 sono stati rideterminati a seguito dell’applicazione dell’IFRS 11 “Accordi a controllo congiunto”.

Raccordo tra il patrimonio netto di Edison Spa e il patrimonio netto attribuibile ai socidella controllante

(in milioni di euro)31.12.2014 31.12.2013

restated (*)31.12.2013

pubblicato

Patrimonio netto di Edison Spa 5.581 5.999 5.999

Valore contabile delle partecipazioni eliminate a fronte della corrispondente frazione di Patrimonio netto delle imprese partecipate di cui:

- Eliminazione dei valori di carico delle partecipazioni consolidate (1.358) (1.308) (1.345)

- Iscrizione dei patrimoni netti delle società consolidate 2.343 2.435 2.492

Valutazione delle partecipazioni valutate con il criterio del Patrimonio netto 36 32 12

Altre rettifiche di consolidamento 25 (32) (32)

Patrimonio netto attribuibile ai soci della controllante 6.627 7.126 7.126

(*) I valori del 2013 sono stati rideterminati a seguito dell’applicazione dell’IFRS 11 “Accordi a controllo congiunto”.

RACCORDO TRA RISULTATO E PATRIMONIO NETTO DELLA CAPOGRUPPO E GLI ANALOGHI VALORI DEL GRUPPO



RESPONSABILITÀ SOCIALE.AREE DI INTERVENTO



Nel corso del 2014 la Direzione Research, Development and Innovation (R, D & I) ha continuato la propria consolidata attività di studio nel settore dell’energia elettrica e ha rafforzato il programma di ricerca nel campo degli idrocarburi e in particolare del gas naturale, assumendo anche il ruolo di coordinatore delle attività di R&D del Gruppo EDF su questi temi.Di seguito sono descritte le principali attività condotte nei diversi ambiti tecnologici durante l’anno.

Accumulo di energiaLe attività in questo campo sono principalmente dedicate alla caratterizzazione prestazionale di sistemi di accumulo di tipo avanzato (batterie Na/NiCl2 e Li-ione) presso il Centro Ricerche di Trofarello. Le attività sperimentali sono condotte in collaborazione con il Dipartimento LME di EDF R&D. Nell’ambito di questo progetto è in corso la sperimentazione di sistemi di accumulo accoppiati con impianti fotovoltaici e con la rete elettrica per l’ottimizzazione dell’autoconsumo domestico.

Materiali avanzatiLe problematiche di scienza dei materiali sono trasversali a molti progetti d’innovazione nel settore dell’energia e per questo motivo il tema dei materiali è oggetto di attività di studio presso il Centro Ricerche dove nel 2014 il laboratorio specializzato nelle tecniche di deposizione di film sottili ha proseguito l’attività di sviluppo di materiali elettrolitici per celle a combustibile ad ossidi solidi (SOFC).

Celle a combustibileSu questi temi opera un laboratorio dedicato, situato presso il Centro Ricerche Edison, le cui attività, anche nell’ambito di progetti europei, sono svolte in stretta collaborazione con l’Istituto EIFER di Karlsruhe in Germania e con il Dipartimento di Energia del Politecnico di Torino.

Efficienza energetica e qualificazione dei consumiPer presidiare al meglio questo tema la Direzione R, D & I svolge un’azione di continuo monitoraggio delle tecnologie abilitanti i servizi di efficienza energetica e realizza test specifici, come ad esempio nel caso delle pompe di calore per il riscaldamento e il condizionamento. Sui temi dell’efficienza energetica e della qualificazione dei consumi la Direzione R, D & I opera in stretto collegamento con la Direzione Marketing fornendo supporto nelle attività di sviluppo di nuovi servizi, anche mediante piloti commerciali, sia per la clientela residenziale, sia per i settore delle micro e piccole medie imprese.Sono proseguite presso il Centro Ricerche le attività del laboratorio simulatore residenziale per servizi post contatore all’interno del quale sono testati i sistemi di gestione intelligente dei carichi ed i sistemi di monitoraggio dei consumi; in questo ambito nasce il prodotto “Energy Control” di cui la Direzione R, D & I ha seguito tutte le fasi di sviluppo tecnico del dispositivo di misura e dei contenuti relativi all’analisi dei consumi.

Data miningNel corso del 2014, in relazione alla costante evoluzione dello scenario energetico, è aumentato l’impegno nelle attività di elaborazione e interpretazione dei dati al fine di prevedere il profilo di produzione di impianti rinnovabili o di classificare e interpretare i profili di consumo energetico. In questo campo, la Direzione R, D & I ha sviluppato internamente modelli proprietari basati sui più moderni strumenti di Computational Intelligence ed opera in collaborazione con riconosciute entità di ricerca nazionali.

INNOVAZIONE, RICERCA E SVILUPPO

Vega A è la piattaforma petrolifera più grande del Mediterraneo, in funzione dal 1987.



Idrocarburi/Gas naturaleIl Centro Ricerche di Trofarello ha completato la realizzazione del Laboratorio Idrocarburi attrezzato con apparecchiature indirizzate all’ambito geomeccanico e petrofisico, in grado di fornire un ampio spettro di servizi di ricerca e di analisi.

Premio Europeo per la Fisica - EPS Edison Volta 2014In giugno Edison ha assegnato a Jean-Michel Raimond il Premio Europeo per la Fisica EPS Edison Volta per il suo rilevante contributo agli studi ed esperimenti di fisica quantistica che sono alla base di tecnologie come il laser e il transistor e di idee radicalmente innovative come i computer quantistici. Il Premio EPS Edison-Volta raccoglie l’eredità del Premio per la Fisica Francesco Somaini che, istituito nel 1953 in onore del fisico comasco Alessandro Volta, resta uno dei riconoscimenti più prestigiosi della fisica. Edison, insieme al centro di Cultura Scientifica Alessandro Volta di Como e all’European Physical Society, ha deciso di dare una dimensione europea al premio e di proseguirne la tradizione.

Convenzione con Università dell’Aquila In ottobre è stato inaugurato il Laboratorio “Nuove tecnologie per il monitoraggio dell’energia” che Edison, attraverso la Direzione R, D & I, ha realizzato presso il Dipartimento di Ingegneria Industriale, dell’Informazione e dell’Economia dell’Università dell’Aquila. Il Laboratorio fa parte della convenzione siglata tra Edison e l’ateneo abruzzese. La convenzione durerà fino al 2018 e prevede anche l’istituzione di 4 dottorati di ricerca su tematiche relative al settore energetico, il riconoscimento di 4 assegni di ricerca post laurea della durata di un anno ciascuno e la possibilità per 10 studenti dell’ultimo anno di laurea specialistica di partecipare a corsi di formazione nei settori petrolifero e del gas naturale, organizzati da Edison in collaborazione con il World Energy Council (WEC). Nell’ambito della convenzione è prevista anche la realizzazione di progetti di ricerca congiunti e di tesi di laurea, sempre in ambito energetico.

Si riportano di seguito i principali risultati raggiunti nel corso del 2014 e i progetti in sviluppo.

Andamento infortuniIn continuità con gli anni passati, si è consolidata la scelta di gestire con approccio globale l’effetto dei programmi di prevenzione e promozione della cultura della salute e sicurezza sui luoghi di lavoro; gli indici infortunistici sono calcolati tenendo conto dei dati sia del personale Edison sia di quello dei fornitori, attribuendo diffusamente a tutto il management obiettivi di miglioramento rispetto alla media dei risultati dell’ultimo triennio.In tal senso il 2014 si chiude con l’indice di frequenza degli infortuni complessivi per le attività in Italia che si attesta sul valore di 1,6, in decisa diminuzione rispetto al dato relativo al 2013 (3,1), conseguenza di una diminuzione del numero degli incidenti (9 contro 18 del 2013) in presenza di una riduzione delle ore lavorate pari a circa il quattro percento in meno rispetto all’anno precedente (in particolare -12 % per le imprese esterne, mentre non si modifica sostanzialmente per il personale sociale). Questo risultato è frutto del significativo miglioramento dell’indice relativo alle imprese esterne che registrano un indice di frequenza pari a 2,3 rispetto a 5,5 dello scorso anno; migliora anche l’indice di frequenza per il personale sociale, che passa da 1,8 del 2013 a 1,3 registrato nel 2014, con un numero di infortuni che scende dai 7 dell’anno scorso ai 5 di quest’anno.L’indice di gravità complessivo per le attività in Italia a fine 2014 è risultato pari a 0,12 in leggero miglioramento rispetto al dato 2013 (0,18). Complessivamente, sommando le attività nazionali ed estere, l’indice di frequenza degli infortuni di Edison per il 2014 si assesta su un valore di 1,7 in diminuzione rispetto al dato di riferimento del 2013 (2,3).

SALUTE, SICUREZZA E AMBIENTE



Attività relative alla salute e sicurezza nei luoghi di lavoro Si riportano di seguito le principali attività svolte o avviate nel corso del 2014:• I Documenti di Valutazione dei Rischi sono stati riesaminati ed aggiornati. I risultati delle valutazioni

sono stati discussi in occasione delle periodiche riunioni di sicurezza previste dalla normativa vigente (art. 35 D.lgs. 81/08) durante le quali sono stati presentati anche gli stati di avanzamento dei processi formativi e i macro risultati della sorveglianza sanitaria svolta sui dipendenti.

• È stato portato a termine il calendario delle attività formative trasversali per il 2014 dedicato ai Responsabili del Servizio di Prevenzione e Protezione (RSPP) aziendali, che prevede un totale di 28 ore dedicate ai temi di gestione e controllo delle attrezzature, efficacia del processo di audit interno, ruolo del RSPP e gestione prodotti chimici. Parallelamente è stato effettuato anche un incontro di formazione per i Rappresentanti dei lavoratori per la Sicurezza (RLS) sul tema dello stress lavoro correlato.

• All’interno del progetto Back School at Work è stato effettuato un ciclo di formazione volontaria sul tema della postura sul luogo di lavoro ai dipendenti della sede direzionale di Foro Buonaparte.

• È stato portato a termine il progetto di certificazione del sistema di gestione per la sicurezza presso le sedi direzionali di Milano e Roma; l’audit di certificazione con esito positivo è stato effettuato nel mese di dicembre. Con l’emissione del relativo certificato, si completa l’obiettivo di certificare i processi di staff a supporto delle organizzazioni aziendali operative già certificate.

• Nel corso dell’anno sono continuate le attività di collaborazione e condivisione all’interno della Community Health & Safety del Gruppo EDF. In particolare sono stati effettuati incontri su temi specifici e gruppi di lavoro tematici, anche in preparazione della OSHA week 2014 svolta nel mese di ottobre, che ha avuto come tema “La gestione del rischio stress lavoro correlato”.

Attività relative all’ambiente Nel 2014 non si è verificato nessun incidente con impatto significativo sulle matrici ambientali (suolo, sottosuolo, acque superficiali e biodiversità). Si riportano di seguito le principali attività svolte o avviate nell’anno:• Nell’ambito dell’applicazione dei sistemi di gestione ambientali, sono state aggiornate tutte le analisi

degli aspetti ambientali dei siti operativi e il loro livello di significatività.• Si è concluso positivamente il processo certificativo ambientale secondo la normativa UNI EN ISO

14001 della Divisione Engineering e del Centro Ricerche e Sviluppo di Trofarello.• Si è conclusa la prima fase del progetto di monitoraggio della biodiversità presso il campo off-shore

Vega; i risultati confermano che l’area in cui è presente la piattaforma Vega A presenta una elevata biodiversità ed ha un effetto attrattivo per molte specie che normalmente non sarebbero presenti in tale tipo di ambiente. Un progetto analogo si è concluso anche presso l’area idroelettrica della val Meduno, i cui risultati dimostrano come la presenza degli impianti Edison non abbia portato conseguenze alle specie presenti nel territorio.

• È stato portato a termine il programma delle attività formative trasversali per il 2014 dedicato ai tecnici ambientali della famiglia professionale Protezione Ambientale, Sicurezza e Qualità, che prevede un totale di 20 ore dedicate ai temi di gestione operativa dei prodotti chimici, efficacia del processo di audit interno, gestione operativa dei rifiuti.

• Durante l’anno sono state portate a termine secondo le scadenze previste tutte le attività richieste dalla normativa ambientale nazionale. Nello specifico, sono state effettuate: le comunicazioni relative alla gestione delle acque emunte e scaricate, le denunce relative alla produzione di rifiuti, le comunicazioni riguardanti la gestione dei gas fluorurati ad effetto serra, la trasmissione dei dati per il registro INES/E-PRTR per gli impianti soggetti le cui emissioni superano le soglie definite dalla normativa, le comunicazioni previste dalla normativa sull’Emission Trading, presentazione istanza per rilascio Autorizzazione Integrata Ambientale, il pagamento del canone per il sistema di tracciabilità dei rifiuti (SISTRI). In quest’ultimo caso, si segnala l’avvio del sistema telematico per il trasporto dei rifiuti pericolosi, che è stato supportato da una sessione formativa specifica dedicata a tutti gli operatori aziendali coinvolti.



• Sono proseguite le attività di caratterizzazione, messa in sicurezza e bonifica di siti, la maggior parte delle quali in aree industriali particolarmente significative e potenzialmente inquinate da attività pregresse non più afferenti il core-business. In tal senso si segnala la conclusione positiva dell’attività di bonifica dei terreni ubicati nei Comune di Sinigo (BZ).

• Nel corso dell’anno sono continuate le attività di collaborazione e condivisione all’interno della Community di Environment del Gruppo EDF. In particolare sono stati effettuati incontri su temi specifici e gruppi di lavoro tematici. Inoltre, si è concluso il percorso di inclusione di Edison nel sistema di gestione ambientale del Gruppo; pertanto, dal mese di maggio Edison appare nel certificato 14001 world-wide di EDF.

Attività congiunte Qualità, Ambiente, Salute e SicurezzaNel corso del 2014 sono state portate a termine con successo le seguenti visite di sorveglianza dei sistemi di gestione certificati: sistema di gestione qualità 9001 presso la Divisione Marketing, Sales and Energy Services e la Edison Energia Spa; del sistema di gestione integrato ambiente e sicurezza 14001-18001 presso le Gestioni Idroelettrica e Termoelettrica, la Direzione Operazioni Italia E&P, le società Edison Energie Speciali Spa ed Edison Stoccaggio Spa; del sistema di gestione per la sicurezza 18001 presso il Centro Ricerche e Sviluppo di Trofarello; del sistema di gestione integrato qualità, ambiente e sicurezza 9001, 14001 e 18001 della Edison Distribuzione Gas Spa. Inoltre sono state rinnovate o confermate tutte le registrazioni ambientali EMAS dei siti produttivi che aderiscono a tale sistema. La società Edison Energy Solutions Spa ha concluso positivamente il processo di accreditamento ESCO e certificazione di qualità 9001.Sono stati effettuati tutti i previsti riesami della direzione richiesti dall’applicazione dei modelli organizzativi e dai sistemi di gestione ambiente e sicurezza, durante i quali sono stati analizzati i risultati del 2014 e individuati i programmi di miglioramento per gli anni successivi.È stato portato a termine il processo di raccolta e analisi dei dati ambientali e di salute e sicurezza necessari per la redazione ed emissione dei Rapporti di Sostenibilità di Edison e di Gruppo.È stato portato a termine il programma annuale degli audit interni in tema di qualità, ambiente e sicurezza, il cui stato di avanzamento viene monitorato mensilmente quale indicatore di prestazione aziendale. Nel corso del 2014 sono stati effettuati 86 interventi di verifica sugli 89 programmati.



Risorse UmaneIl totale dei dipendenti del gruppo Edison al 31 dicembre 2014 è risultato pari a 3.101 unità contro le 3.183 del dicembre 2013. Il decremento pari a 82 unità è imputabile a variazioni di perimetro e in particolare alla cessione per incorporazione del ramo di attività legato all’Operations & Maintenance dalla società Edison Energie Speciali Srl alla società Edf EN Service Italia Srl, oltre che alla cessione della centrale termoelettrica di Porcari.

Il costo del lavoro complessivo dell’esercizio si attesta a 221 milioni di euro pressochè invariato rispetto all’anno precedente.

Relazioni industrialiIn data 14 febbraio 2014 è stato rinnovato, per il triennio 2013-2015, il Contratto Collettivo Nazionale di Lavoro del settore Gas Acqua scaduto il 31 dicembre 2012 e che per il Gruppo Edison interessa circa 120 addetti.Nel corso dell’anno 2014 sono proseguite le attività correlate all’attuazione dell’Accordo Sindacale del 30 ottobre 2012 finalizzato a far fronte ai problemi occupazionali derivanti dalla crisi del settore termoelettrico italiano e che ha interessato, tra la fine del 2012 e il 2013, 6 siti produttivi gestiti da personale Edison (Sulmona, Termoli, Jesi, Porto Viro, Sarmato, Cologno Monzese).Nel corso del 2014 si sono completati i processi di ricollocazione e la riclassificazione del personale interessato. Rispetto agli impianti sopra citati, il processo di riallocamento del sito produttivo di Jesi verrà completato nel I semestre del 2015.Inoltre, per far fronte alle criticità derivanti dal polo siderurgico all’interno del quale insistono le centrali di Piombino, sono stati sottoscritti specifici accordi per gestire gli impatti sociali di tale situazione (44 addetti): • l’11 aprile 2014 - con decorrenza dal 19 maggio per la durata di un anno - per l’attivazione di un

Contratto di Solidarietà difensivo;• il 21 ottobre 2014 - con decorrenza 17 novembre - per l’utilizzo della Cassa Integrazione Guadagni

Ordinaria (CIGO) in aggiunta al contratto solidarietà, a seguito dell’ulteriore contrazione delle attività connesse alla crisi più generale del polo industriale in cui sono considerate le centrali Edison.

Organizzazione e Servizi ai dipendentiI principali cambiamenti organizzativi aziendali nel periodo di riferimento sono stati: • Riconfigurazione del modello organizzativo della Divisione Gas Midstream, Energy Management &

Optimization, con lo scopo di ridefinire le aree di business.• Riorganizzazione delle attività italiane del Gruppo EDF dedicate alle Energie Rinnovabili con la

cessione alla nuova società EDF EN Services Italia S.r.l del ramo di azienda di Edison Energie Speciali Spa, costituito dai mezzi e dalle risorse necessarie per assicurare la gestione operativa e la manutenzione del relativo portafoglio di impianti eolici e fotovoltaici. È stata inoltre riorganizzata la società Edison Energie Speciali in coerenza con i nuovi aspetti aziendali definiti con il socio F2i.

• Ulteriore rafforzamento e rifocalizzazione della struttura e allineamento delle responsabilità della Task Force Interfunzionale Credito, creata con lo scopo di razionalizzare le attività di credit management e focalizzare maggiormente le attività aziendali di credit collection.

• Ridefinizione e aggiornamento dei processi e della normativa aziendale in materia di approvvigionamenti per la fornitura di beni, servizi, prestazioni opere e lavori. La nuova normativa ha consentito di integrare e adeguare le prassi di approvvigionamento di Edison ai migliori standard internazionali, alla legislazione italiana ed europea, alle politiche ed al Codice etico del Gruppo EDF, così come al codice etico ed al modello organizzativo aziendale adottato ai sensi del D.Lgs 231/2001.

RISORSE UMANE E RELAZIONI INDUSTRIALI



• Si sono recentemente concluse le attività progettuali relative all’implementazione, nell’ambito dei processi aziendali, della normativa E.M.I.R. legata all’operatività degli strumenti finanziari.

• È in fase di avviamento il progetto finalizzato a recepire, nell’ambito dei processi aziendali, gli impatti della normativa R.E.M.I.T. indirizzata a garantire maggiore trasparenza dei mercati energetici Wholesales.

• Si sono inoltre positivamente conclusi i due progetti Information Communication Technology:- progetto NICE finalizzato all’evoluzione degli strumenti IT a supporto dei processi di Customer

Relationship Management relativi ai clienti Retail;- progetto NEXT finalizzato all’ evoluzione dei sistemi ERP e in particolare alla convergenza delle

applicazioni utilizzate per le società italiane e le branch estere.• Ulteriore sviluppo del programma di welfare aziendale “Edison per Te” che ha l’obiettivo di conciliare

le esigenze personali con quelle professionali dei dipendenti e di migliorare ulteriormente le azioni a

tutela della salute ed il supporto alle famiglie. Infine anche sulla base delle indicazioni raccolte nelle survey lanciate su questi temi, nel primo semestre del 2014 sono stati proposti due nuovi servizi per il supporto alla famiglia nel sostenimento delle spese scolastiche e nella gestione dei figli nel periodo estivo, con un ritorno positivo sul trend di soddisfazione globale dei dipendenti fruitori dei servizi.

Formazione e Sviluppo Nel 2014 Edison ha realizzato un piano di formazione complessivo di circa 85.000 ore totali. Il piano ha interessato circa 2.200 persone per un costo didattico di circa 2,9 milioni di euro di cui circa 250.000 euro finanziati attraverso l’utilizzo del conto formazione dei fondi interprofessionali Fondimpresa e Fondirigenti. Rispetto all’anno precedente le attività formative registrano una riduzione di circa il 15% in termini di ore totali per effetto del ridotto perimetro conseguente agli impianti posti in stato di conservazione e del perimetro di consolidamento.Anche per il 2014 il programma formativo si è contraddistinto per un’ampia e trasversale copertura delle diverse popolazioni aziendali, sia per quanto riguarda la formazione professionale e l’addestramento

Grande riuscita della giornata di orientamento e divertimento guidata dai giovani della young community aziendale per i figli dei dipendenti Edison che stanno concludendo le scuole superiori.



tecnico, sia per l’usuale impegno sui temi di sicurezza e ambiente. Da segnalare inoltre il significativo incremento della formazione linguistica a supporto delle attività internazionali di sviluppo del business.Tra le iniziative di “formazione continua”, è importante citare le nuove modalità didattiche relative ai programmi di e-learning su “Stress Lavoro Correlato” e “Normativa 231” entrambi rivolti alla totalità della popolazione. Allo stesso modo, a dicembre 2014, è stato avviato un corso su “Codice Etico aziendale”, volto a diffondere i valori, i principi e le regole di comportamento del Codice Etico Edison in modo innovativo e dinamico a beneficio di tutti i dipendenti; il programma è disponibile in modalità on-line.Per quanto riguarda le competenze di “famiglia professionale”, oltre alla strutturale attività della Market Academy, si segnala l’avvio di alcuni programmi di formazione specialistica, in particolare un programma a prevalente docenza interna per i project engineers della Engineering Division e la formazione tecnica di mestiere per i distretti idrocarburi di Edison Spa ed Edison Stoccaggio Spa; sempre con riferimento alla Divisione Exploration & Production, si ricorda il programma Media

training, sviluppato dal dipartimento di Relazioni Esterne a supporto del management nel dialogo con i media e i territori.Va inoltre menzionato il continuo investimento sulla formazione istituzionale e manageriale tesa a preparare i giovani neolaureati e professional verso incarichi a crescente responsabilità gestionale che ha visto nel 2014 l’implementazione di alcuni progetti formativi del tutto innovativi per finalità e metodologia: in particolare il programma di orientamento scolastico e professionale messo a punto dalla Young Community di Edison a beneficio dei figli adolescenti dei dipendenti di tutta l’azienda.Continua poi la collaborazione tra la Formazione di Edison e la Corporate University di EDF, attiva su tutti i programmi di leadership e managerialità; si segnala in particolare il nuovo programma Gas & Hydrocarbons Fundamentals sviluppato da Edison ed EDF in collaborazione con SDA Bocconi. In aprile, Edison ha inoltre ospitato l’Outlook Technology seminar, seminario sui trend tecnologici dell’energia realizzato dalle R&D di gruppo.È stato infine completato un importante progetto finalizzato alla early detection dei giovani talenti nell’ambito della Talent Policy di Gruppo.



Gestione del rischio nel gruppo Edison

Enterprise Risk ManagementEdison ha sviluppato un modello integrato di gestione dei rischi che si ispira ai principi internazionali dell’Enterprise Risk Management (ERM), il cui scopo principale è quello di adottare un approccio sistematico all’individuazione dei rischi prioritari dell’azienda, a valutarne anticipatamente i potenziali effetti negativi e a intraprendere le opportune azioni per mitigarli.

A tal fine, Edison si è dotata di un Modello di Rischio Aziendale e di una metodologia di risk mapping e risk scoring, che assegna un indice di rilevanza al rischio in funzione della valutazione di impatto globale, probabilità di accadimento e livello di controllo.Con il coordinamento della Direzione Risk Office, i responsabili delle Business Unit e direzioni aziendaliindividuano e valutano i rischi di competenza attraverso un processo di Risk Self Assessment e forniscono una prima indicazione delle azioni di mitigazione ad essi associate. I risultati del processo sono successivamente consolidati a livello centrale in una mappatura, dove i rischi vengono prioritizzati in funzione dello scoring risultante e aggregati per favorire il coordinamento dei piani di mitigazione in un’ottica di gestione integrata dei rischi stessi.Il Modello di Rischio Aziendale, sviluppato sulla base delle best practice di settore e internazionali, ricomprende, in un framework integrato, le tipologie di rischio caratterizzanti il business in cui il Gruppo opera, distinguendo i rischi legati all’ambiente esterno dai rischi interni di processo e strategici.

Il processo di Enterprise Risk Management è strettamente legato al processo di pianificazione con la finalità di associare il profilo di rischio complessivo del Gruppo alla redditività prospettica risultante dal documento di piano/budget.I risultati dell’ERM e del Risk Self Assessment sono oggetto di comunicazione a scadenze prestabilite in sede di Comitato Controllo e Rischi e Consiglio di Amministrazione e sono utilizzati dalla Direzione Internal Audit come elementi informativi finalizzati alla predisposizione di specifici piani di audit risk-based.

Energy Risk ManagementNell’ambito delle attività di Risk Management, un presidio specifico è dedicato al rischio prezzo commodity, cioè al rischio legato alle variazioni dei prezzi dei mercati finanziari e fisici nei quali la società opera, in relazione alle materie prime energetiche quali energia elettrica, gas naturale, carbone, olio grezzo e prodotti derivati e al relativo tasso di cambio. Nello specifico, obiettivi e modalità operative dell’Energy Risk Management sono diffusamente descritte nel capitolo “Gestione dei rischi finanziari del Gruppo” del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2014, al quale si rimanda per ulteriori approfondimenti.

Risk Factors

Rischi legati all’ambiente esterno

Rischio normativo e regolatorioUna potenziale fonte di incertezza per Edison deriva dalla costante evoluzione del contesto normativo e regolamentare di riferimento, sia a livello nazionale che comunitario, con effetti sul funzionamento dei mercati, sui piani tariffari, sui livelli di qualità del servizio richiesti e sugli adempimenti tecnico-operativi. In questo contesto, tra le principali evoluzioni normative in corso ampiamente descritte nel paragrafo “Quadro normativo e regolamentare di riferimento”, di particolare rilevanza è la disciplina delle concessioni idroelettriche, ampiamente rivista con l’art. 37 del decreto legge 22 giugno 2012, n. 83 recante “Misure urgenti per la crescita del Paese” (convertito con legge n. 134/2012). In particolare,

RISCHI E INCERTEZZE



con le nuove disposizioni anche le concessioni scadute o in scadenza hanno trovato una copertura giuridica attraverso l’introduzione di una disciplina transitoria (per le concessioni già scadute e per quelle in scadenza entro il 31 dicembre 2017, per le quali non è tecnicamente applicabile il periodo di cinque anni previsto dal Decreto Bersani - art. 12 c. 1 - la nuova concessione decorre dal termine del quinto anno successivo alla scadenza originaria e comunque non oltre il 31 dicembre 2017). Al fine di completare il quadro normativo di riferimento, il Ministero dello Sviluppo Economico sta lavorando al decreto ministeriale in tema di requisiti di partecipazione alle gare, che costituirà un elemento di certezza per gli operatori anche in termini di pianificazione di futuri investimenti e partecipazione alle gare per il rinnovo delle concessioni.

Edison è impegnata in una continua attività di monitoraggio e dialogo costruttivo con le Istituzioni nazionali e periferiche volto a ricercare momenti di contraddittorio e valutare tempestivamente le modifiche normative intervenute, operando per minimizzare l’impatto economico derivante dalle stesse.

Rischio prezzo e cambio connesso all’attività in commodityIl gruppo Edison è esposto al rischio di oscillazione dei prezzi di tutte le commodity energetiche trattate, principalmente energia elettrica, gas naturale, carbone, prodotti petroliferi, titoli ambientali. Tali fluttuazioni agiscono tanto direttamente quanto indirettamente attraverso indicizzazioni presenti nelle formule di prezzo. Inoltre, poiché una parte dei prezzi di dette commodity energetiche è denominata in valuta estera, il Gruppo è esposto anche al relativo rischio cambio.Le attività di gestione e controllo di tale rischio sono disciplinate dalle Energy Risk Policy, che prevedono l’adozione di specifici limiti di rischio in termini di Capitale Economico e l’impiego di strumenti derivati finanziari comunemente utilizzati sul mercato al fine di contenere l’esposizione entro i limiti stabiliti. All’interno delle attività caratteristiche del gruppo Edison sono state approvate anche attività di trading fisico e finanziario su commodity, consentite nel rispetto delle apposite procedure e segregate ex ante in appositi Portafogli di Trading. Tali Portafogli di Trading sono monitorati tramite stringenti limiti di rischio il cui rispetto viene verificato da una struttura organizzativa indipendente da chi esegue le operazioni. Per un’analisi più dettagliata del rischio in oggetto si rimanda a quanto riportato ai fini dell’IFRS 7 nel capitolo “Gestione dei rischi finanziari del Gruppo” del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2014.

Rischio di tasso di cambio Il rischio di tasso di cambio deriva dalle attività del gruppo Edison parzialmente condotte in valute diverse dall’euro o legate alle variazioni di tasso di cambio attraverso componenti contrattuali indicizzate a una valuta estera. Ricavi e costi denominati in valuta possono essere influenzati dalle fluttuazioni del tasso di cambio con impatto sui margini commerciali (rischio economico), così come i debiti e i crediti commerciali e finanziari denominati in valuta possono essere impattati dai tassi di conversione utilizzati, con effetto sul risultato economico (rischio transattivo). Infine, le fluttuazioni dei tassi di cambio si riflettono anche sui risultati consolidati e sul patrimonio netto attribuibile ai soci della società, poiché i bilanci di alcune società partecipate sono redatti in valuta diversa dall’euro e successivamente convertiti in euro (rischio traslativo).Gli obiettivi di gestione del rischio di tasso di cambio sono delineati all’interno di specifiche Policy di Rischio Cambio, in funzione della diversa natura del rischio in oggetto. Per un’analisi di dettaglio di tale rischio si rimanda a quanto riportato ai fini dell’IFRS 7 nel capitolo “Gestione dei rischi finanziari del Gruppo” del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2014.

Rischio di tasso d’interesse Il gruppo Edison, esposto alle fluttuazioni del tasso d’interesse prevalentemente per quanto concerne la misura degli oneri finanziari relativi all’indebitamento, valuta regolarmente la propria esposizione al rischio di variazione dei tassi d’interesse e la gestisce attraverso l’utilizzo di strumenti derivati. Il tasso d’interesse cui il Gruppo è principalmente esposto è l’Euribor.



Per un’analisi più dettagliata del rischio di tasso d’interesse si rimanda a quanto ampiamente illustrato ai fini dell’IFRS 7 nel capitolo “Gestione dei rischi finanziari di Gruppo” del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2014.

Rischio di creditoIl rischio credito rappresenta l’esposizione del gruppo Edison a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalle controparti sia commerciali sia finanziarie. In tal senso, per il gruppo Edison l’esposizione al rischio di credito è connessa alla vendita di energia elettrica e di gas naturale, sia in Italia che all’estero, all’impiego di risorse finanziarie temporaneamente in eccesso e alle posizioni in derivati finanziari. Al fine di controllare tale rischio, il Gruppo ha implementato procedure e azioni descritte diffusamente nel capitolo “Gestione dei rischi finanziari di Gruppo” del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2014 ai fini dell’IFRS 7.

Ambiente competitivo I mercati energetici all’interno dei quali il Gruppo opera stanno vivendo, negli ultimi anni, una condizione di eccesso di offerta, che ha posto una notevole pressione sui volumi e margini di commercializzazione. Tale situazione è determinata da una serie concomitante di fattori, tra i quali pesa in special modo la contrazione nei consumi energetici, in calo anche nel 2014 e particolarmente condizionati dal contesto di crisi economica globale, dall’efficacia delle misure di efficienza energetica e dalla delocalizzazione geografica del settore industriale che utilizza per le proprie produzioni energia elettrica e gas.

Nel mercato elettrico italiano la riduzione della domanda e lo strutturale aumento della capacità da fonti rinnovabili vanno a detrimento quasi esclusivo della produzione termoelettrica a gas, che rappresenta una quota rilevante nel mix produttivo del Gruppo. Quest’ultimo, per la parte di generazione legata a concessioni idroelettriche di grande derivazione, è inoltre esposto al rischio connesso all’esito delle gare per il rinnovo delle concessioni scadute o in scadenza. In aggiunta, cambiamenti radicali nelle tecnologie di generazione di energia elettrica esistenti o in corso di sviluppo potrebbero rendere alcune tecnologie maggiormente competitive rispetto a quelle che costituiscono il mix produttivo della società. Al fine di mitigare tale rischio, Edison compie una costante attività di monitoraggio e valutazione dello sviluppo di nuove tecnologie, per un approfondimento delle quali si rimanda alla sezione “Innovazione, ricerca e sviluppo” della presente Relazione sulla gestione al 31 dicembre 2014.

Nel mercato del gas naturale la piena operatività di nuove infrastrutture di importazione avviate negli anni precedenti e l’ampia disponibilità di GNL, anche in seguito allo sviluppo di importanti riserve di gas da accumuli non convenzionali negli Stati Uniti, hanno determinato un aumento delle disponibilità di gas in un contesto caratterizzato da una contrazione dei consumi, con impatti negativi anche in termini di esposizione dell’azienda verso le clausole take or pay legate ai contratti di approvvigionamento di gas a lungo termine. In base a tali clausole, infatti, Edison si impegna a ritirare ogni anno volumi minimi di gas predeterminati contrattualmente o, in caso di mancato ritiro, a pagare l’intero prezzo, o una frazione di esso, dei volumi non ritirati fino al quantitativo minimo contrattuale. Le clausole di take or pay consentono alla società, tuttavia, di ritirare i suddetti volumi di gas prepagati negli anni contrattuali successivi, recuperando così gli anticipi di cassa erogati, al netto dei costi finanziari associati a detti anticipi.

Al fine di fronteggiare i rischi derivanti dalla partecipazione al mercato domestico dell’energia elettrica, il Gruppo persegue da alcuni anni linee di azione sostanzialmente rivolte allo sviluppo di un portafoglio clienti facente parte del segmento mercato libero, in una logica di progressiva integrazione a valle, assieme alla diversificazione geografica, all’ottimizzazione del mix produttivo, allo sviluppo delle fonti rinnovabili.

Tra le possibili azioni di mitigazione del rischio di pressione competitiva nell’ambito del settore idrocarburi un’importante leva contrattuale è data dall’esercizio delle clausole di rinegoziazione del prezzo, in funzione dell’andamento dello scenario energetico di riferimento e delle condizioni di



mercato, contenute nei contratti di approvvigionamento di gas naturale a lungo termine. A tal riguardo, Edison ha concluso positivamente un primo ciclo di rinegoziazione del prezzo dei contratti in essere con tutti gli attuali fornitori di gas naturale, il cui successo ha consentito di contrastare nell’immediato la pressione sui margini dell’attività commerciale, che la società sta tuttora sperimentando, riconducendo a una ragionevole economicità il proprio portafoglio di contratti pluriennali. Nell’ambito della seconda fase dei processi di price review dei contratti di approvvigionamento long-term di gas, nel corso del 2014 si è concluso l’arbitrato con Promgas per la revisione del prezzo del contratto di acquisto del gas di provenienza russa, mentre nel 2015 è prevista la finalizzazione del processo di price review relativo alla fornitura dalla Libia.

Rischio PaeseIl gruppo Edison è impegnato in un significativo percorso di internazionalizzazione, che interessa sia le attività di commercializzazione dell’energia elettrica, con la presenza di alcune branch all’estero, sia il settore dell’esplorazione e produzione d’idrocarburi. La presenza in questi mercati internazionali espone il Gruppo al cosiddetto “rischio Paese”, vale a dire all’insieme di rischi derivanti prevalentemente dalle differenze di tipo politico, economico, sociale, normativo e finanziario, rispetto al Paese di origine. Detti rischi possono essere notevolmente diversi da quelli sostenuti operando esclusivamente nel mercato domestico e pertanto possono determinare conseguenze negative sulla redditività e sul valore degli investimenti realizzati. Attualmente, le aree di maggiore rilevanza sono la Grecia, dove Edison produce e commercializza energia elettrica in joint venture con il partner greco Hellenic Petroleum, e l’Egitto, nel quale la società è presente come operatore nella produzione di gas naturale e petrolio attraverso l’esercizio della concessione offshore di Abu Qir.

• La Grecia, dopo il raggiungimento del target di avanzo primario nel 2013, ha visto nel corso del 2014 un trend complessivamente positivo del quadro macro-economico, come testimoniato dalla crescita del PIL dopo sei anni di recessione. Tale miglioramento è stato riflesso dall’incremento a B con prospettive stabili del merito di credito assegnato al Paese da parte dell’agenzia di rating Standard and Poor’s a settembre 2014.

Rimane elevata, invece, l’incertezza legata alla stabilità del quadro politico interno, che ha portato alle elezioni anticipate di gennaio 2015 e al cambio di governo, determinando una situazione di discontinuità rispetto all’indirizzo politico ed economico intrapreso dall’amministrazione precedente.

In tale situazione, la società monitora costantemente la solidità del contesto politico-economico del Paese e del quadro regolamentare, in relazione ai possibili cambiamenti della struttura del mercato dell’energia elettrica e, in particolare, del meccanismo di garanzia della redditività degli impianti di produzione a gas.

• In Egitto, gli sviluppi istituzionali avvenuti nel corso del 2014, quali l’adozione della nuova Costituzione nel gennaio 2014 e l’elezione del Presidente Al-Sisi a maggio dello stesso anno, hanno determinato una forte attenuazione dell’instabilità politica seguita alla caduta del regime di Mubarak e alla destituzione del presidente Morsi ad opera delle Forze Armate nel 2013. Nonostante la relativa solidità politica, le aspettative di ripresa economica sono strettamente correlate alla capacità del nuovo governo di implementare riforme politiche ed economiche sostanziali (un primo esempio in questa direzione è la riduzione dei sussidi statali ai carburanti introdotta a luglio 2014, volta a limitare l’ingente deficit statale), in un contesto in cui le finanze pubbliche del Paese continuano ad essere fortemente sostenute dagli aiuti esteri. I finanziamenti da parte degli Stati del Golfo hanno infatti garantito alle autorità egiziane la gestione delle criticità più urgenti nel medio termine, come la debole posizione fiscale e debitoria, il deterioramento delle riserve e la scarsità di valuta estera. Alla luce di tali interventi, dal novembre 2013 l’agenzia Standard and Poor’s ha rivisto il merito di credito dell’Egitto, assegnando un rating sovrano a lungo termine di B-, con outlook stabile. Un ulteriore segnale di confidenza per gli investitori nel Paese dipende anche dall’ottenimento dei prestiti da


parte del FMI, le cui trattative al momento restano ancora sospese, sebbene le relazioni tra l’Egitto e il fondo siano in via di miglioramento.

In tale contesto, le possibili ripercussioni sulla capacità di Edison di continuare a operare in condizioni di economicità e sicurezza sono attentamente monitorate da parte del Gruppo, in particolare in relazione ad un potenziale aumento delle tensioni interne al Paese in vista delle elezioni parlamentari previste entro la fine del primo trimestre 2015. Ad ogni modo, ad oggi non si sono verificate ripercussioni sulla produzione di gas naturale e petrolio legata all’esercizio della concessione di Abu Qir, che ha continuato a generare risultati economici positivi anche nel 2014.

Rischi di processo

Rischio operationsL’attività caratteristica di Edison prevede, tra l’altro, la costruzione e la gestione d’impianti di produzione di energia elettrica e idrocarburi tecnologicamente complessi e interconnessi lungo tutta la catena del valore, la gestione di centri di stoccaggio, lo sviluppo di infrastrutture gas, la vendita di servizi e soluzioni di efficienza energetica e la vendita di energia elettrica e gas nei mercati finali e all’ingrosso. Tali attività, che potrebbero prevedere anche il coinvolgimento di terze parti, espongono la società a dei rischi operativi, derivanti da eventi esogeni o interni, come la possibile inadeguatezza di procedure o sistemi, che potrebbero avere impatti sia di natura economica che reputazionale sul Gruppo.Per quanto concerne, specificatamente, la politica di gestione del rischio industriale, quest’ultima comprende attività di prevenzione e controllo dei rischi, che prevede l’adozione di standard di sicurezza specifici redatti da enti internazionalmente riconosciuti quali il National Fire Protection Association (NFPA) e Factory Mutual (FM), fermi gli adeguamenti conformi a normative nazionali e requisiti di enti locali che disciplinano la materia, unitamente a frequenti piani di revisione, contingency planning, gestione di parchi scorte e manutenzione. Laddove appropriato, adeguate politiche assicurative e peritali in ambito industriale, come la stipula di polizze Erection All-Risk, Property All-Risk e Exploration and Production, dotate di estensione a copertura dei danni indiretti o ritardi nella disponibilità di nuovi impianti, minimizzano le possibili conseguenze di tali eventi.In aggiunta, la gestione di eventi di crisi è disciplinata da specifiche linee guida interne, aggiornate nel corso del 2014, finalizzate ad un governo rapido ed efficace di possibili situazioni di crisi che potrebbero comportare danni a persone, all’ambiente, agli impianti o alla reputazione della società.Per quanto riguarda, invece, la gestione dei rischi ambientali e di sicurezza si rimanda alla sezione “Salute, sicurezza e ambiente” della presente Relazione sulla gestione al 31 dicembre 2014.

Dopo la visita guidata alle centrali di Cedegolo e Sonico in Valle Camonica, ha avuto grande successo il concerto dei giovani talenti dell’Accademia del Teatro alla Scala di Milano.


Information TechnologyComplessi sistemi informativi sono a supporto dell’operatività aziendale per quanto concerne in particolare gli aspetti tecnici, commerciali ed amministrativi. Aspetti di rischio sono associati all’adeguatezza di tali sistemi, alla disponibilità e all’integrità/riservatezza dei dati e delle informazioni. Relativamente al primo punto, nel corso del 2014, sono entrati in esercizio:• il nuovo sistema informativo per i processi ERP (Contabilità, Controllo di Gestione, Acquisti,

Investimenti, Manutenzione, Risorse Umane) Italia-estero;• il nuovo sistema informativo integrato CRM (progetti Nice e Thor) a supporto dei processi della

divisione Marketing, Sales & Energy Services;• il sistema di gestione ed ottimizzazione del portafoglio industriale gas.Sono in corso, e saranno finalizzati nel 2015, importanti progetti volti in particolare ad:• adeguare i processi di gestione del business gas e power ed i relativi sistemi alle nuove direttive

italiane ed europee;• implementare un nuovo sistema informativo a supporto delle attività di recupero credito, in

particolare per il settore Retail;• aggiornare il sistema di Contract Management.Per quanto riguarda, invece, il rischio d’interruzione dell’attività a fronte di un fault dei sistemi, Edison si è dotata di architetture hardware e software in configurazione ad alta affidabilità per le applicazioni a supporto delle attività critiche. In particolare, la soluzione di business continuity, in grado di garantire la prosecuzione dei processi anche in caso di evento disastroso nel centro elaborazione dati principale, è stata testata positivamente a livello aziendale attraverso una simulazione effettiva.Infine, il rischio legato all’insorgenza di nuove forme di attacchi informatici, viene mitigato con l’adozione di elevati standard e soluzioni di sicurezza; a tal proposito, nel corso del 2015, verrà effettuata una gara per la fornitura di un servizio SOC (Security Operation Center) che erogherà i servizi necessari a prevenire e gestire queste nuove forme di attacchi.

Processi interni e strutture a supporto delle attività di businessI processi interni e la struttura organizzativa a supporto sia delle attività corporate che di quelle operative sono soggetti a continui aggiornamenti in funzione delle evoluzioni delle realtà di mercato, delle disposizioni normative/regolamentari di riferimento e degli obiettivi operativi e strategici della società. Aspetti di rischio possono derivare da un ritardo e/o parziale adeguamento dei processi interni e della struttura organizzativa, con potenziali ripercussioni sulla redditività e l’efficienza delle attività di business e/o sulla reputazione della società stessa.



Edison svolge periodiche e costanti attività di miglioramento della qualità dei processi nelle diverse aree aziendali, con un attenzione particolare per i servizi offerti al cliente, e definisce appositi presidi e progetti su temi specifici di particolare rilievo, come ad esempio il recupero crediti nel segmento PMI e Residenziale e l’adeguamento alle nuove normative comunitarie sul funzionamento e sulla trasparenza dei mercati energetici. Inoltre, Edison adotta specifiche politiche retributive e gestionali in particolar modo orientate a trattenere ed acquisire competenze chiave. Liquidità Il rischio liquidità attiene alla possibilità che le risorse finanziarie disponibili all’azienda non siano sufficienti per far fronte alle obbligazioni finanziarie e commerciali nei termini e scadenze prestabiliti. La politica di gestione di tale rischio, integrata a livello di gruppo EDF, ha la finalità di assicurare al gruppo Edison sia la disponibilità di affidamenti sufficienti a fronteggiare le scadenze finanziarie a breve sia di consolidare le fonti della provvista.Per un’analisi più dettagliata del rischio in oggetto si rimanda a quanto riportato ai fini dell’IFRS 7 nel capitolo “Gestione dei rischi finanziari di Gruppo” del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2014.

Rischi strategici e di indirizzo

Investimenti di sviluppo e acquisizioni Lo sviluppo delle attività caratteristiche del gruppo Edison prevede il ricorso a investimenti diretti (sviluppo interno) e acquisizioni.Per quanto concerne gli investimenti diretti nel settore dell’energia elettrica, il gruppo Edison è costantemente impegnato in un’attività di sviluppo di nuovi impianti e di miglioramento di quelli meno recenti, con la finalità di aumentarne la redditività, l’efficienza e la flessibilità di esercizio. Peraltro, il parco produttivo delle centrali termoelettriche di Edison ha un’età media particolarmente contenuta, dato che negli ultimi anni è stato terminato un importante programma di realizzazione di nuova capacità produttiva in Italia. Inoltre, sempre nel settore della commercializzazione e produzione di energia elettrica, il Gruppo è anche impegnato nella realizzazione d’investimenti all’estero, prevalentemente nell’area balcanica e nel Sud Est Europa. Con riguardo a tali attività, il gruppo Edison è esposto a rischi autorizzativi, rischi di ritardo nello sviluppo o entrata in esercizio commerciale delle nuove iniziative, rischio di incremento dei costi operativi e dei costi di materiali e servizi, rischi legati a possibili cambiamenti nelle tecnologie esistenti, rischi legati all’evoluzione del quadro politico e normativo di taluni Paesi stranieri in cui il Gruppo opera o intende operare in futuro (si veda in proposito il paragrafo “Rischio Paese” di questa sezione), nonché rischi legati all’opinione pubblica che potrebbero avere implicazioni anche sulla reputazione della società.Per quanto concerne gli investimenti diretti nel settore idrocarburi, il Gruppo è impegnato in attività di ricerca, sviluppo e produzione di gas naturale e olio grezzo, con la finalità di aumentare le proprie riserve d’idrocarburi e sviluppare il proprio portafoglio di attività di operatore energetico integrato, e in iniziative per lo sviluppo di campi di stoccaggio finalizzate alla sicurezza del sistema gas in Italia. Con riferimento alle attività di sviluppo e produzione d’idrocarburi, in aggiunta alle considerazioni già evidenziate a proposito degli investimenti di sviluppo nella filiera elettrica e alle riflessioni sul rischio Paese (oggetto di uno specifico paragrafo di questa sezione), si segnala che esse sono tipicamente soggette all’incertezza relativa alla stima dei quantitativi di riserve provate, alla previsione dei tassi di produzione futuri e alle tempistiche degli investimenti di sviluppo, dato che l’accuratezza della stima delle riserve provate dipende da una numerosa serie di fattori, assunzioni e variabili. Inoltre, tra la fase esplorativa e l’avvio delle successive fasi di sviluppo e commercializzazione delle riserve d’idrocarburi scoperte tipicamente intercorre un rilevante periodo di tempo, necessario per valutare la commerciabilità delle scoperte effettuate, autorizzarne il progetto di sviluppo, costruire e mettere in funzione le relative attrezzature (time-to-market). Durante questo lasso temporale la redditività del progetto è esposta alla volatilità del prezzo del petrolio e del gas e alla variabilità dei costi di sviluppo e produzione.



In aggiunta, le produzioni future d’idrocarburi dipendono dall’abilità del Gruppo di avere accesso a nuove riserve attraverso scoperte rese possibili dall’attività esplorativa, dal successo nelle attività di sviluppo e dall’esito delle attività di negoziazione degli accordi di concessione con i Paesi proprietari delle riserve conosciute. Ulteriori investimenti, nonché alcuni mirati disinvestimenti come parte di una strategia di razionalizzazione del portafoglio complessivo, sono previsti in futuro per il potenziamento delle attività caratteristiche, sia nel settore energia elettrica sia nel settore idrocarburi. Come ricordato in precedenza, la strategia di sviluppo prevede anche il possibile ricorso all’internazionalizzazione in Paesi al di fuori dell’Unione Europea, dove in parte il Gruppo è già presente, che possono essere caratterizzati da un quadro politico, sociale ed economico meno stabile. Per quanto concerne la strategia di sviluppo attraverso acquisizioni, questa dipende dalla disponibilità sul mercato di opportunità che consentano di sviluppare il core business del Gruppo in termini accettabili e dalla capacità della società di identificarle e coglierle. Da questo punto di vista, non vi è la totale garanzia che Edison sarà in grado di raggiungere i benefici inizialmente attesi da tali operazioni. In particolare, questo può essere imputato a una non efficace integrazione degli asset acquisiti o a perdite e costi inizialmente non previsti e ad essi connessi. Inoltre, le acquisizioni comportano anche il rischio finanziario di non riuscire a coprire i costi di acquisto, nel caso in cui si dovesse verificare una diminuzione prolungata dei prezzi e dello scenario di riferimento.Ai fini di una mitigazione di tali rischi, il gruppo Edison si è dotato di una serie di processi interni a presidio delle varie fasi istruttorie e valutative delle iniziative d’investimento. I processi prevedono, oltre alle opportune procedure formalizzate, operazioni di due diligence, contratti vincolanti, processi autorizzativi interni multi-livello e di project risk assessment, nonché serrate attività di project management e project control.

Politiche e strumenti di gestione adottati

Energy Risk Policy

GovernanceLa governance dell’Energy Risk Management prevede che il Consiglio di Amministrazione sia l’unico organo responsabile per l’approvazione dei limiti di rischio, espressi in termine di Capitale Economico, in sede di budget.Nell’ambito del Comitato Rischi vengono definite le politiche, supervisionati i livelli di rischio, approvate le strategie di copertura e definiti eventuali limiti di dettaglio.Nel rispetto di una chiara separazione dei ruoli, la Direzione Risk Office, a riporto del CFO, si occupa di istruire i temi per il Comitato Rischi, del controllo dei limiti e dei risultati delle coperture finanziarie effettuate, mentre il Front Office si occupa di chiudere le transazioni sui mercati finanziari, con il compito di ottimizzarne tempistiche, strutture e controparti.

Coperture finanziarie Uno degli obiettivi dell’attività di Risk Management del Gruppo è quello di stabilizzare i flussi di cassa generati dal portafoglio di asset e contratti, proteggendo tramite l’hedging strategico i margini industriali di Gruppo dalle oscillazioni dovute al rischio prezzo e al rischio cambio (come definiti nel precedente paragrafo “Risk Factors”) sulle commodity trattate. L’attività di hedging strategico è svolta tramite coperture finanziarie attivate progressivamente nel corso dell’anno sulla base dell’andamento dei mercati e dell’evolversi delle previsioni sui volumi dei contratti fisici in acquisto e in vendita e delle produzioni degli asset.La gradualità dell’hedging strategico assicura la minimizzazione del rischio di esecuzione, legato alla concentrazione di tutte le coperture in una fase di mercato sfavorevole, del rischio volume, legato alla variabilità del sottostante da coprire in funzione delle migliori previsioni di volume, e del rischio operativo, legato a errori d’implementazione.



Inoltre, la politica del Gruppo è orientata a minimizzare il ricorso ai mercati finanziari per coperture mediante la valorizzazione dell’integrazione verticale e orizzontale delle varie filiere di business. A tal fine, il Gruppo pianifica prioritariamente il bilanciamento fisico dei volumi delle proprie vendite di commodity energetiche fisiche sui mercati per le varie scadenze temporali, attraverso gli asset di produzione di proprietà e il portafoglio di contratti in essere, sia di medio/lungo periodo sia spot.In secondo luogo, il Gruppo persegue una strategia di omogeneizzazione fra le fonti e gli impieghi fisici, in modo che le formule e le indicizzazioni a cui sono legati i ricavi derivanti dalle vendite di commodity energetiche riflettano per quanto possibile le formule e le indicizzazioni dei costi del Gruppo, ossia degli acquisti di commodity energetiche sui mercati e degli approvvigionamenti per i propri asset di produzione.Per gestire il rischio prezzo e cambio sull’esposizione residua del portafoglio di asset e contratti, il Gruppo può fare ricorso a coperture strutturate sui mercati finanziari sulla base di una strategia di Cash Flow hedging.Le coperture finanziarie possono avere origine anche da specifiche richieste delle singole Business Unit con la finalità di bloccare, tramite l’hedging operativo, il margine relativo ad una singola transazione o ad un insieme limitato di transazioni tra loro correlate.

Policy di Enterprise Risk Management

Il processo ERM e le valutazioni di impatto sui margini-obiettivoIl processo di Enterprise Risk Management viene svolto in parallelo con lo sviluppo del budget e del piano operativo, con un processo di Risk Self Assessment i cui risultati sono oggetto di comunicazione a scadenze prestabilite in sede di Comitato Controllo e Rischi e Consiglio di Amministrazione. Anche in questo caso il modello si basa sulle informazioni che provengono dalle singole unità operative e direzioni: ciascuna, nel suo ambito specifico, procede, infatti, ad una mappatura dei rischi secondo tre dimensioni, che misurano rispettivamente l’impatto globale, la probabilità di accadimento e il livello di controllo.I risultati di sintesi per quanto concerne l’esercizio appena concluso sono commentati nel precedente paragrafo “Risk Factors”.Per ciascuno dei rischi prioritari individuati vengono assegnati un coordinatore e specifiche azioni di mitigazione, codificate all’interno di classi di interventi predefiniti. Nel corso dell’anno sono previsti aggiornamenti periodici per il controllo dell’andamento delle azioni di mitigazione individuate e la valutazione del potenziale impatto.

Fondi per rischi ed oneriOltre a quanto sopra descritto relativamente alle attività di gestione e mitigazione dei rischi, il gruppo Edison, in presenza di obbligazioni attuali, conseguenti a eventi passati, che possono essere di tipo legale, contrattuale oppure derivare da dichiarazioni o comportamenti dell’impresa tali da indurre nei terzi una valida aspettativa che l’impresa stessa sia responsabile o si assuma la responsabilità di adempiere a una obbligazione, ha effettuato negli anni congrui accantonamenti in appositi fondi per rischi ed oneri presenti tra le passività di bilancio (si vedano anche le Note Illustrative al Bilancio consolidato). In particolare, nello svolgimento delle proprie attività, le società del Gruppo sono parte in procedimenti giudiziari e in alcuni contenziosi fiscali per una descrizione dei quali si rimanda al paragrafo “Rischi e passività potenziali legati a vertenze giudiziarie e fiscali” contenuto nel capitolo “Impegni, rischi e attività potenziali” del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2014.



Ai sensi dell’art. 2428 del Codice civile, si precisa che:• al 31 dicembre 2014 non risultano in portafoglio azioni proprie o azioni della società controllante,

neppure indirettamente tramite società fiduciarie o per interposta persona. Nel corso dell’esercizio non sono state effettuate operazioni relative ad azioni proprie o ad azioni della società controllante, neppure indirettamente tramite società fiduciarie o per interposta persona;

• il Gruppo ha intrattenuto nel corso dell’esercizio operazioni rilevanti con parti correlate, per una descrizione delle quali si rimanda al capitolo “Operazioni infragruppo e con parti correlate” contenuto nel Bilancio Consolidato;

• non sono state istituite sedi secondarie.

Le informazioni sugli assetti proprietari e sul governo societario, che includono i corrispettivi della società di revisione, sono contenute nella Relazione sulla Corporate Governance 2014; i dati sulle partecipazioni, compensi e piani di stock option degli amministratori, sindaci e dirigenti con responsabilità strategiche sono contenuti nella Relazione annuale sulla Remunerazione. Entrambe le Relazioni sono riprodotte in un fascicolo separato, che forma parte integrante della documentazione di bilancio.

La Società ha deciso di avvalersi delle facoltà previste dall’art. 70, comma 8 e dall’art. 71, comma 1-bis del Regolamento Emittenti e, quindi, di derogare all’obbligo di mettere a disposizione del pubblico un documento informativo in occasione di operazioni significative di fusione, scissione, aumento di capitale mediante conferimento di beni in natura, acquisizione e cessione.

ALTRE INFORMAZIONI



Signori Azionisti,il bilancio separato al 31 dicembre 2014 della Vostra società chiude con una perdita di euro 37.469.676,02.

Se concordate con i criteri seguiti nella redazione del Bilancio e con i principi e metodi contabili ivi utilizzati, Vi proponiamo di adottare le seguenti deliberazioni:

L’assemblea degli azionisti,

• esaminato il bilancio separato della società ed il bilancio consolidato del gruppo al 31 dicembre 2014, nonché la relazione degli amministratori sulla gestione e la relazione sul governo societario e sugli assetti proprietari;

• vista la relazione del collegio sindacale all’assemblea di cui all’art. 153 del decreto legislativo 58/1958 (tuf);

• viste le relazioni della società di revisione al bilancio separato e al bilancio consolidato al 31 dicembre 2014;

• tenuto conto che per effetto della transizione e dell’applicazione dei principi IFRS il patrimonio netto al 31 dicembre 2014 della società comprende riserve indisponibili ex artt. 6 e 7 del decreto legislativo 38/2005, parzialmente vincolate anche ai sensi del comma 147 della Legge 147/2013;

delibera

PRIMA DELIBERAZIONE

di approvare il bilancio separato della società dell’esercizio chiuso al 31 dicembre 2014, nel suo insieme e nelle singole appostazioni.

SECONDA DELIBERAZIONE

di ripianare la perdita di euro 37.469.676,02 mediante utilizzo, per pari importo, della riserva utili portati a nuovo, che quindi residua per euro 10.423.478,55.

Milano, 11 febbraio 2015

Per il Consiglio di AmministrazioneL’Amministratore delegatoBruno Lescoeur

PROPOSTA DI DELIBERAZIONE



Signori Azionisti,

nel corso dell’esercizio chiuso al 31 dicembre 2014 il Collegio Sindacale di Edison S.p.A. (in seguito: la “Società” o “Edison”) ha svolto la propria attività di vigilanza in conformità alla legge, osservando i principi di comportamento del Collegio Sindacale raccomandati dal Consiglio Nazionale dei Dottori Commercialisti e degli Esperti Contabili e le comunicazioni emanate dalla Consob inerenti ai controlli societari e all’attività del Collegio Sindacale. La presente relazione è redatta in conformità alle indicazioni fornite dalla stessa Consob con Comunicazione DEM/1025564 del 6 aprile 2001, modificata e integrata dalle Comunicazioni DEM/3021582 del 4 aprile 2003 e DEM/6031329 del 7 aprile 2006.

Il Collegio Sindacale in carica è stato nominato dall’Assemblea del 28 marzo 2014 in conformità alle disposizioni legali, regolamentari e statutarie, secondo le modifiche apportate allo Statuto della Società nell’assemblea del 22 marzo 2013 in cui sono state previste, inter alia, l’eliminazione del voto di lista per la nomina dei sindaci in conseguenza della revoca dalla quotazione delle azioni ordinarie della Società e nuove regole di nomina dei sindaci conformi alle disposizioni legali e regolamentari in materia di equilibrio tra generi. Pertanto, sono stati nominati Sindaci effettivi l’avv. prof. Serenella Rossi (presidente), il dott. Giuseppe Cagliero e il dott. Leonello Schinasi; sindaci supplenti l’avv. prof. Elisabetta Bertacchini, il dott. Vincenzo D’Aniello e il dott. Luigi Migliavacca. Il Collegio Sindacale così composto terminerà il proprio mandato con l’assemblea di approvazione del bilancio al 31 dicembre 2016.

I componenti del Collegio Sindacale hanno rispettato il limite di cumulo degli incarichi previsto dallo Statuto e dall’art. 144-terdecies del Regolamento Emittenti.

L’incarico di revisione legale a norma del d.lgs. n. 58/1998 e del d.lgs. n. 39/2010 è svolto dalla società Deloitte & Touche S.p.A., come deliberato dall’Assemblea del 26 aprile 2011 per la durata di nove esercizi (2011-2019).

* * * * *Con riferimento all’attività di sua competenza, nel corso dell’esercizio in esame, il Collegio Sindacale dichiara di avere:- preso atto dell’attività svolta dai precedenti Sindaci sino al giorno di accettazione dell’incarico da

parte degli attuali componenti; - partecipato alle riunioni dell’Assemblea degli Azionisti e del Consiglio di Amministrazione, ottenendo

dagli Amministratori adeguate informazioni sul generale andamento della gestione e sulla sua prevedibile evoluzione, nonché sulle operazioni di maggior rilievo, per dimensioni e caratteristiche, effettuate dalla Società e dalle sue controllate;

- acquisito gli elementi di conoscenza necessari per svolgere l’attività di verifica del rispetto della legge, dello statuto, dei principi di corretta amministrazione e dell’adeguatezza della struttura organizzativa della Società, attraverso indagini dirette, acquisizione di documenti e di informazioni dai responsabili delle funzioni interessate, periodici scambi di informazioni con la società incaricata della revisione legale dei conti annuali e consolidati;

- partecipato, attraverso il suo Presidente, alle riunioni del Comitato Controllo e Rischi, del Comitato per la Remunerazione e dell’Organismo di Vigilanza, nonché del Comitato Indipendenti successivamente alla modifica della Procedura sulle Operazioni con Parti Correlate che ha consentito ai sindaci di assistere alle riunioni di detto Comitato;

- vigilato sul funzionamento e sull’efficacia dei sistemi di controllo interno e sull’adeguatezza del sistema amministrativo e contabile, in particolare sotto il profilo dell’affidabilità di quest’ultimo a rappresentare i fatti di gestione;

RELAZIONE DEL COLLEGIO SINDACALE ALL’ASSEMBLEA DEGLI AZIONISTI DI EDISON S.P.A. AI SENSI DEGLI ARTT. 153 DEL D.LGS. 58/1998



- svolto l’attività di vigilanza in conformità a quanto previsto dall’art. 19 del D.lgs. n. 39/2010 che attribuisce al Collegio Sindacale il ruolo di “Comitato per il controllo interno e la revisione contabile” con riferimento: a) al processo di informativa finanziaria; b) all’efficacia dei sistemi di controllo interno, di revisione interna e di gestione del rischio; c) alla revisione legale dei conti annuali e consolidati; d) all’indipendenza della Società di Revisione legale;

- effettuato il periodico scambio di informazioni con i responsabili della società di revisione in merito all’attività svolta ai sensi dell’art. 150 del T.U.F., attraverso l’esame dei risultati del lavoro svolto e la ricezione delle relazioni previste dall’art. 14 e dall’art. 19, comma terzo, del d.lgs. n 39/2010, nonché della dichiarazione di conferma dell’indipendenza di cui all’art. 17, comma nono, lett. a), del d. lgs. n. 39/2010;

- discusso con la società incaricata della revisione legale dei rischi per la sua indipendenza e delle misure adottate per limitarli, a norma dell’art. 17, comma nono, lett. a), del d.lgs. n. 39/2010;

- monitorato la funzionalità del sistema di controllo sulle società del Gruppo e l’adeguatezza delle disposizioni ad esse impartite, anche ai sensi dell’art. 114, comma secondo, del d.lgs. n. 58/1998;

- preso atto dell’avvenuta predisposizione della Relazione sulla remunerazione ex art. 123-ter del d.lgs. n. 58/1998 ed ex art. 84-quater del Regolamento Emittenti, senza osservazioni particolari da segnalare;

- accertato la conformità delle previsioni statutarie alle disposizioni di legge e regolamentari;- monitorato le concrete modalità di attuazione delle regole di governo societario adottate dalla Società

in conformità al Codice di Autodisciplina delle società quotate promosso da Borsa Italiana Spa;- vigilato sulla conformità della procedura interna riguardante le Operazioni con Parti Correlate ai

principi indicati nel Regolamento approvato dalla CONSOB con delibera n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche, nonché sulla sua osservanza, ai sensi dell’art. 4, comma sesto, del medesimo Regolamento;

- vigilato sul processo di informazione societaria, verificando l’osservanza da parte degli Amministratori delle norme procedurali inerenti alla redazione, all’approvazione e alla pubblicazione del bilancio separato e del bilancio consolidato;

- accertato l’adeguatezza, sotto il profilo del metodo, del processo di impairment attuato, al fine di acclarare l’eventuale esistenza di perdite di valore sugli attivi iscritti a bilancio;

- verificato che la Relazione degli Amministratori sulla gestione per l’esercizio 2014 fosse conforme alla normativa vigente, oltre che coerente con le deliberazioni adottate dal Consiglio di Amministrazione e con i fatti rappresentati dal bilancio separato e da quello consolidato;

- preso atto del contenuto della Relazione semestrale consolidata, senza che risultasse necessario esprimere osservazioni, nonché accertato che quest’ultima e le Relazioni trimestrali siano state pubblicizzate secondo le modalità previste dall’ordinamento.

Nel corso dell’attività di vigilanza, svolta dal Collegio Sindacale secondo le modalità sopra descritte, sulla base delle informazioni e dei dati acquisiti, non sono emersi fatti da cui desumere il mancato rispetto della legge e dell’atto costitutivo o tali da giustificare segnalazioni alle Autorità di Vigilanza o la menzione nella presente relazione.

* * * * *Di seguito vengono fornite le ulteriori indicazioni richieste dalla Comunicazione Consob n. DEM/1025564 del 6 aprile 2001 come successivamente modificata.

1. In relazione all’esercizio oggetto della presente relazione si segnalano le seguenti operazioni di maggiore rilievo economico, finanziario e patrimoniale effettuate dalla Società, anche per il tramite di società controllate, nel corso dell’esercizio 2014, di cui è stata data informazione nella Relazione sulla Gestione: • Nel mese di gennaio 2014 Edison, attraverso la controllata Edison International S.p.A., si è

aggiudicata tre nuove licenze di esplorazione e produzione di idrocarburi messe in gara dal Ministero del Petrolio e dell’Energia della Norvegia. In tutte e tre le licenze Edison è operatore in joint venture con altre imprese, con percentuali di partecipazione del 40% (per le attività di cui alle prime due licenze), e del 60% (per le attività di cui alla terza licenza). Queste



licenze prevedono un periodo di studi ed acquisizione dei dati sismici al termine del quale i consorzi decideranno se procedere alla perforazione o rilasciare la licenza, secondo lo schema cosiddetto drill or drop;

• Nel mese di febbraio 2014 Edison, attraverso la controllata Edison International S.p.A., si è aggiudicata due nuove licenze di esplorazione e produzione di idrocarburi in Egitto, in joint venture con altre imprese, con partecipazioni del 50% nelle attività relative alla prima licenza (e con Edison nel ruolo di operatore) e del 25% nelle attività relative alla seconda licenza. In entrambe le licenze è prevista l’acquisizione nel primo triennio dei dati sismici 3D;

• Nel mese di aprile 2014 Edison, attraverso la controllata Edison International S.p.A. ha acquisito, attraverso un farm out, una partecipazione del 30% in un permesso esplorativo negli Emirati Arabi Uniti operato da altra società che detiene il restante 70%. Al termine del periodo di studi ed acquisizione dei dati sismici, entro il 15 novembre 2015, i consorzi decideranno se procedere alla perforazione o rilasciare la licenza, secondo lo schema cosiddetto drill or drop;

• Nel mese di luglio 2014 è stata avviata la produzione del giacimento croato Izabela di cui Edison detiene una partecipazione del 70% in joint venture con la compagnia petrolifera croata INA;

• In data 29 agosto 2014 si è conclusa la procedura di arbitrato, a suo tempo avviato, con Promgas per la revisione del prezzo del contratto long-term di fornitura di gas naturale con la società russa con un impatto positivo di circa 80 milioni di Euro sul conto economico dell’esercizio 2014;

• Il 5 novembre 2014 si è perfezionata l’operazione finalizzata alla razionalizzazione ed alla valorizzazione delle attività di produzione elettrica da fonti di energia rinnovabile del gruppo Edison S.p.A. attraverso l’aggregazione in Edison Energie Speciali, ora denominata E2i Energie Speciali S.r.l. (EDENS), degli impianti di EDENS e di parte degli impianti di EDF EN Italia, e con un riassetto delle partecipazioni nel capitale di EDENS che vede F2i ER2 S.p.A., controllata al 100% da F2i, titolare di una quota pari al 70% ed una holding partecipata da Edison (all’83%) e da EDF EN (al 17%) titolare del restante 30 %. È stata inoltre costituita una management company, ora denominata EDF EN Services Italia s.r.l., partecipata da Edison al 30% e da EDF EN Services S.A. al 70%, alla quale sono state affidate la gestione e la manutenzione degli impianti di produzione di EDENS integranti il nuovo polo dell’energia da fonti rinnovabili;

• Il 14 novembre 2014 Edison ha sottoscritto con un pool di primarie banche italiane ed internazionali un contratto di finanziamento a breve termine (scadenza a novembre 2016) per un ammontare di 500 milioni di euro, nella forma di un Club Deal, senza successiva attività di sindacazione né garanzie, con utilizzo su base rotativa ed interessi indicizzati all’Euribor maggiorato di un margine e ciò in sostituzione di una precedente linea di eguale ammontare;

• Il 27 novembre 2014 Edison ha firmato due memorandum con QALAA e Egyptian General Petroleum Corporation per la costruzione di una centrale termoelettrica di 180 MW destinata a produrre energia elettrica per la clientela egiziana utilizzando il gas prodotto dalla concessione di Abu Qir.

Sulla base delle informazioni fornite dalla Società e dei dati acquisiti relativamente alle predette operazioni, il Collegio Sindacale ne ha accertato la conformità alla legge, all’atto costitutivo e ai principi di corretta amministrazione, assicurandosi che le medesime non fossero manifestamente imprudenti o azzardate, in potenziale conflitto d’interessi, in contrasto con le delibere assunte dall’Assemblea degli Azionisti o tali da compromettere l’integrità del patrimonio aziendale.

2. Il Collegio non ha individuato nel corso delle proprie verifiche operazioni atipiche e/o inusuali, così come definite dalla Comunicazione Consob del 28 luglio 2006 n. DEM/6064293.

Si dà atto che l’informazione resa nella Relazione sulla gestione degli amministratori in ordine ad eventuali operazioni atipiche e/o inusuali, comprese quelle infragruppo o con parti correlati, risulta adeguata.



3. Le caratteristiche delle operazioni infragruppo e con parti correlate attuate dalla Società e dalle sue controllate nel corso del 2014, i soggetti coinvolti ed i relativi effetti economici sono indicati nella sezione “Operazioni infragruppo e con parti correlate” del Bilancio Consolidato 2014, alla quale si rinvia. In tale sede è specificato che tutti i rapporti ivi richiamati sono regolati secondo condizioni in linea con quelle di mercato, con eccezione dei rapporti intrattenuti nell’ambito del consolidato IVA di gruppo e del consolidato fiscale IRES con la controllante Transalpina di Energia, negoziati tra le parti come consentito dalla legge. A tali informazioni fa altresì rinvio la Relazione sulla gestione. Il Collegio valuta complessivamente adeguata l’informazione fornita nei modi indicati in merito alle predette operazioni e valuta che queste ultime, sulla base dei dati così acquisiti, appaiono congrue e rispondenti all’interesse sociale.

Le Operazioni con Parti Correlate, individuate sulla base dei principi contabili internazionali e delle disposizioni emanate dalla Consob, sono regolate da una procedura interna (la “Procedura”), adottata dal Consiglio di Amministrazione della Società in data 3 dicembre 2010 nel rispetto di quanto disposto dall’art. 2391 bis, c.c. e dalla disciplina emanata dalla Consob, e successivamente fatta oggetto di modifiche ed integrazioni. Da ultimo, in data 12 novembre 2014, il Consiglio di Amministrazione ha deliberato di apportare ulteriori modifiche alla Procedura allo scopo, da una parte, di adeguarla ai cambiamenti organizzativi avvenuti all’interno della Società e di eliminare le disposizioni di carattere transitorio non più applicabili; dall’altra, sul piano procedurale, di rendere più tempestiva ed efficace l’informativa da rendere al Collegio Sindacale in merito alle riunioni del Comitato Indipendenti. Inoltre, si è attuato un coordinamento relativo alla disciplina della pubblicazione dei documenti informativi inerenti alle Operazioni con Parti Correlate in seguito alle modifiche intervenute nella disciplina di questa materia. Il Collegio Sindacale ha esaminato la Procedura, anche nella versione conseguente alle modifiche apportate, accertandone la conformità al Regolamento della Consob n. 17221 del 12 marzo 2010, modificato con delibera n. 17389 del 23 giugno 2010 ed interpretato con delibera n. 78683 del 24 settembre 2010.

Nel corso dell’esercizio 2014 la Società ha posto in essere, anche tramite società da essa controllate, quattro operazioni rilevanti ai sensi della predetta Procedura, tutte classificabili come operazioni di “Minore rilevanza”, di cui tre nell’ambito del progetto di razionalizzazione e valorizzazione delle attività di produzione elettrica da fonti di energia rinnovabile ed una relativa ad un contratto di servizi reciproci tra Edison e la controllante EDF SA, sulle quali è stato acquisito il richiesto parere del Comitato Indipendenti.

Il Collegio Sindacale ha provveduto a verificare che le predette operazioni fossero poste in essere nel rispetto delle modalità di approvazione e di esecuzione previste dalla relativa Procedura.

4. La società di revisione Deloitte & Touche S.p.A. ha emesso in data 12 febbraio 2015 le relazioni

ai sensi dell’art. 14 del d.lgs. n. 39 del 27 gennaio 2010, con le quali ha attestato che:- il bilancio separato ed il bilancio consolidato al 31 dicembre 2014 sono stati redatti con

chiarezza e rappresentano in modo veritiero e corretto la situazione patrimoniale e finanziaria, il risultato economico ed i flussi di cassa della Società e del Gruppo;

- la Relazione sulla Gestione e le informazioni di cui al comma primo, lett. c), d) f), l) e m) e comma secondo, lett. b), dell’art. 123-bis del d.lgs. n. 58/1998 contenute nella Relazione sul Governo Societario e sugli Assetti Proprietari sono coerenti con il bilancio d’esercizio della Società e con il bilancio consolidato del Gruppo.

Nella predetta relazione della società di revisione non risultano rilievi o richiami di informativa. Nel corso delle periodiche riunioni tenute dal Collegio Sindacale con la società incaricata della

revisione legale dei conti, ai sensi dell’art. 150, comma terzo, del d.lgs. n. 58/1998 non sono emersi aspetti che debbano essere evidenziati nella presente Relazione.

5. Nel corso dell’esercizio 2014 il Collegio ha ricevuto una comunicazione da parte dell’azionista Marco Bava - dallo stesso qualificata come “Denuncia al Presidente del Collegio Sindacale, sensi art. 2408 c.c.” - con la quale il mittente denuncia come fatto censurabile la difficoltà personalmente



incontrata (in qualità di consumatore-utente), in data 9 settembre 2014, nel contattare il call center con numero 800031141, al fine di comunicare una lettura gas relativa ad una fornitura personale.

Il Collegio, riscontrata l’afferenza del fatto oggetto dell’addotta denuncia alla struttura della controllata Edison Energia S.p.A., operatrice nei contratti con la clientela retail, ed alla quale corrisponde il numero di call center indicato dal denunciante, ha informato di tale comunicazione il Collegio Sindacale di Edison Energia S.p.A. il quale non ha rilevato anomalie. Il Collegio Sindacale di Edison ha acquisito inoltre un report dal Responsabile del settore marketing, sales & energy services, nonché Amministratore Delegato di Edison Energia S.p.A. dal quale si evince il raggiungimento di adeguati indici di performance del servizio customer service call center nel corso del periodo oggetto della comunicazione.

Nel corso dell’esercizio 2014 il Collegio Sindacale non ha ricevuto esposti.

6. Si rileva che, nel corso del 2014, sulla base di quanto riferito dalla Società, Edison S.p.A. ha conferito alla Società di Revisione Deloitte & Touche S.p.A. i seguenti incarichi ulteriori:a. attività aggiuntive nell’ambito dell’attività di revisione 2014 ai sensi del par. 5 (Aggiornamento

dei corrispettivi) della lettera d’incarico 4 marzo 2011, conferito per la revisione contabile del bilancio di esercizio e consolidato Edison s.p.a. nel novennio 2011-2019, in relazione all’operazione di razionalizzazione e valorizzazione nel campo delle energie rinnovabili realizzata dal gruppo Edison nel 2014 e denominata “Progetto Eureka”, con un corrispettivo di euro 135.000,00 a titolo di integrazione di onorari;

b. svolgimento di procedure di revisione concordate relative ad alcune voci della situazione patrimoniale di conferimento del ramo aziendale “Gas e Impieghi commerciali” in Edison Energia S.p.A. per un corrispettivo di euro 22.000,00;

c. revisione contabile della Relazione tecnica-economica preventiva e consuntiva predisposte per il riconoscimento dei costi di potenziamento dell’impianto idroelettrico di Edison S.p.A. Fontanamora sito nel comune di Bagolino (BS), per un corrispettivo di euro 7.000,00 per la situazione preventiva e di euro 4.000,00 per la situazione consuntiva;

7. Sono stati inoltre conferiti da società controllate da Edison S.p.A. i seguenti ulteriori incarichi alla Società di Revisione Deloitte & Touche S.p.A.:a. revisione contabile della branch norvegese di Edison International SpA., per un corrispettivo di

euro 44.300,00;b. svolgimento di procedure di revisione concordate relative ad una società egiziana partecipata

da Edison International SpA, per un corrispettivo di euro 44.000,00;c. servizi di revisione contabile limitata della situazione patrimoniale e del conto economico

delle società Parco Eolico San Francesco S.r.l., Fri-El Campania S.r.l., Gargano Energia S.r.l. predisposte ai fini della fusione in Edison Energie Speciali S.p.A., per un corrispettivo di euro 32.000,00;

d. altre attività di revisione contabile specifiche del bilancio di Edison Energia S.p.A. ed altre verifiche collegate richieste dalla direzione della società, per un corrispettivo complessivo di euro 30.000,00;

e. revisione contabile della branch israeliana di Edison International SpA, per un corrispettivo di euro 27.150,00;

f. servizi di revisione del prospetto di costi incrementali per il riconoscimento tariffario degli esercizi 2012 e 2013 di Edison Stoccaggio S.p.A., per un corrispettivo di euro 20.000,00;

g. emissione del parere richiesto dalla legge alla società di revisione in merito alla distribuzione di acconto dividendi da parte di Edison Trading S.p.A. per un corrispettivo di euro 18.000,00;

h. servizi resi in relazione al rilascio di attestazioni da inviare a AEEG in relazione all’impianto di produzione di San Quirico di Edison Energia S.p.A., per un corrispettivo di euro 16.000,00;

i. la revisione della branch croata di Edison International S.p.A., per un corrispettivo di euro 15.900,00.



Il Collegio Sindacale ha espresso il proprio parere in merito agli incarichi ulteriori conferiti da Edison S.p.A. alla società di revisione Deloitte & Touche s.p.a. elencati al precedente paragrafo 6 della presente relazione.

8. Il Collegio Sindacale ha vigilato sull’indipendenza della Società di Revisione, anche ai sensi dell’art. 19 del D.lgs. n. 39/2010, accertando il rispetto delle disposizioni normative in materia, nonché la compatibilità con le limitazioni previste dalla legge per i servizi diversi dalla revisione legale prestati ad Edison S.p.A. ed alle sue controllate, rilevando che, nel corso dell’esercizio, in base a quanto riferito dalla Società, non sono stati conferiti incarichi ai soggetti legati alla società incaricata della revisione da rapporti continuativi ai sensi del par. 2, punto 8 della Comunicazione Consob 6 aprile 2001.

Sulla base delle informazioni acquisite non sono emersi aspetti critici in relazione all’indipendenza della società incaricata di effettuare la revisione.

9. Il Collegio Sindacale ha rilasciato i pareri, anche ai sensi di legge e di norme regolamentari, ed in particolare in merito:a. all’approvazione del consuntivo dell’MBO riferito alla parte variabile della remunerazione

dell’Amministratore Delegato per il 2013; b. alla proposta concernente l’identificazione degli obiettivi 2014 da porre alla base della

componente variabile della remunerazione dell’Amministratore Delegato;c. agli ulteriori incarichi conferiti alla società di revisione come già specificato al precedente punto

6 della presente relazione. Ha inoltre approvato la delibera, adottata il 12 dicembre 2014 dal Consiglio di Amministrazione di

Edison, di cooptazione, ai sensi dell’art. 2386 c.c. e dell’art. 14, n. 7 dello Statuto sociale, dell’ing. Jean-Bernard Levy quale amministratore e Presidente del consiglio di amministrazione di Edison S.p.A. a seguito delle dimissioni dalla stessa carica rassegnate dall’ing. Henri Proglio.

Si è altresì espresso in tutti quei casi in cui è stato richiesto dal Consiglio di Amministrazione in adempimento alle disposizioni che, per talune decisioni, richiedono la preventiva consultazione del Collegio Sindacale.

10. In generale, al fine di acquisire le informazioni strumentali allo svolgimento dei propri compiti di vigilanza, il Collegio Sindacale:- nel 2014 si è riunito con frequenza regolare, secondo la periodicità richiesta dalla legge, 2 volte

nella sua precedente composizione e 6 volte nella sua composizione attuale. Le attività svolte nelle predette riunioni sono documentate nei relativi verbali;

- ha partecipato a tutte le 7 riunioni del Consiglio di Amministrazione, ottenendo dagli Amministratori in via continuativa informazioni sull’attività svolta e sulle operazioni di maggior rilievo economico, finanziario e patrimoniale effettuate dalla Società e dalle società controllate;

- nella composizione precedente, ha partecipato all’Assemblea del 28 marzo 2014 e, in quella attuale, all’Assemblea del 23 settembre 2014;

- ha partecipato, tramite il Presidente, alle 5 riunioni del Comitato Controllo e Rischi e alle 2 riunioni del Comitato per la Remunerazione;

- ha scambiato informazioni con gli organi di controllo delle società controllate ai sensi dell’art. 151 del D.lgs. n. 58/1998, anche attraverso una riunione congiunta con alcuni di essi, senza che gli siano stati sottoposti aspetti rilevanti o circostanze accertate da segnalare nella presente relazione;

- tramite il Presidente, ha partecipato alle 4 riunioni dell’Organismo di Vigilanza del Modello Organizzativo di cui alla l. 231/2001;

- successivamente alla modifica della Procedura per le Operazioni con Parti Correlate che ha consentito ai sindaci di assistere alle riunioni del Comitato Indipendenti, il Presidente del Collegio ed altro sindaco hanno partecipato ad una riunione del Comitato Indipendenti.



11. Il Collegio Sindacale ha vigilato sull’osservanza della legge e dell’atto costitutivo e sul rispetto dei principi di corretta amministrazione, assicurandosi che le operazioni deliberate e poste in essere dagli amministratori fossero conformi alle predette regole e principi, oltre che ispirate a principi di razionalità economica e non manifestamente imprudenti od azzardate, in conflitto d’interessi con la Società, in contrasto con le delibere assunte dall’Assemblea, ovvero tali da compromettere l’integrità del patrimonio aziendale. Il Collegio ritiene che gli strumenti e gli istituti di governance adottati dalla Società rappresentino un valido presidio al rispetto dei principi di corretta amministrazione.

Il Consiglio di Amministrazione conserva ampi poteri decisionali. Sono infatti riservate alla sua competenza, oltre alle materie previste dalla legge e dallo statuto, le decisioni relative a materie ed operazioni particolarmente significative che risultano, pertanto, escluse dalle deleghe di attribuzione agli amministratori esecutivi.

Deleghe di poteri sono attribuite dal Consiglio di Amministrazione esclusivamente all’Amministratore Delegato e gli consentono di compiere tutti gli atti che rientrano nell’oggetto sociale, salve le limitazioni previste dalla legge o dallo statuto sociale e con esclusione delle operazioni che il Consiglio di Amministrazione ha inteso riservare alla propria competenza.

Al Presidente e all’Amministratore Delegato spettano, per statuto, la legale rappresentanza della Società nei confronti dei terzi ed in giudizio.

Al Presidente non sono assegnate deleghe operative e gli sono riservati compiti istituzionali di indirizzo e controllo.

12. La vigilanza sull’adeguatezza della struttura organizzativa della Società e del Gruppo si è svolta attraverso la conoscenza della struttura amministrativa della Società e lo scambio di dati e di informazioni con i responsabili delle diverse funzioni aziendali, con la Direzione Internal Audit e con la Società di Revisione.

La struttura organizzativa della Società e del Gruppo è curata dall’Amministratore Delegato ed implementata attraverso un sistema di comunicazioni interne che hanno individuato i dirigenti responsabili delle diverse direzioni e Business Unit e assegnato procure coerenti con le responsabilità assegnate, le cui linee guida di attribuzione sono confermate nell’ambito del Modello 231. Le responsabilità del Top Management della Società sono definite in modo chiaro, mediante la puntuale specificazione delle competenze dei direttori delle principali aree di business e delle funzioni corporate facenti parte del “Comitato Esecutivo” (COMEX).

Alla definizione degli aspetti maggiormente operativi dell’assetto organizzativo provvedono ulteriori comunicazioni organizzative emesse dai direttori delle diverse Direzioni e Business Unit, con presa visione da parte dell’Amministratore Delegato, e pubblicate all’interno dell’intranet aziendale. Alla luce delle verifiche effettuate, in assenza di criticità rilevate, la struttura organizzativa della Società appare adeguata in considerazione dell’oggetto, delle caratteristiche e delle dimensioni dell’impresa.

13. Con riferimento alla vigilanza sull’adeguatezza e l’efficacia del sistema di controllo interno, anche ai sensi dell’art. 19 del D.lgs. n. 39/2010, il Collegio ha avuto incontri periodici con i responsabili della Direzione Internal Audit, e di altre funzioni aziendali e, tramite la partecipazione del Presidente del Collegio alle relative riunioni, con il Comitato Controllo e Rischi (alle cui riunioni ha talora partecipato anche un altro sindaco) e l’Organismo di Vigilanza del Modello 231/2001.

Il sistema di controllo interno di Edison si basa su un insieme strutturato e organico di regole, procedure e strutture organizzative volte a prevenire o limitare le conseguenze di risultati inattesi e a consentire il raggiungimento degli obiettivi strategici ed operativi (ovvero di coerenza delle attività con gli obiettivi, di efficacia ed efficienza delle attività e di salvaguardia del patrimonio aziendale), di conformità alle leggi e ai regolamenti applicabili (compliance) e di corretta e trasparente informativa interna e verso il mercato (reporting).



Spetta al Consiglio di Amministrazione, con l’assistenza del Comitato Controllo e Rischi, (i) definire le linee guida del sistema di controllo interno, (ii) esaminare periodicamente i principali rischi aziendali identificati dall’Amministratore Delegato cui spetta anche l’esecuzione alle linee d’indirizzo del sistema di controllo interno, e (iii) valutare, almeno con cadenza annuale, l’adeguatezza, l’efficacia e l’effettivo funzionamento del sistema di controllo interno.

Nell’ambito del sistema dei controlli è prevista la funzione di Internal Audit finalizzata ad assistere il Consiglio di Amministrazione e il Comitato Controllo e Rischi, nonché il management aziendale, nel perseguimento degli obiettivi di corretto funzionamento del sistema di controlli interni e di gestione dei rischi; al responsabile di tale funzione il Consiglio di Amministrazione ha assegnato il compito di valutare l’adeguatezza e l’efficacia del complessivo sistema dei controlli interni. L’attività di tale Direzione si esplica principalmente attraverso un piano annuale di interventi di audit e di compliance, nonché di monitoraggio della effettiva esecuzione delle raccomandazioni emesse negli interventi di verifica (follow up).

Il Collegio Sindacale si è interfacciato con la Direzione Internal Audit al fine di valutare il piano di audit e le sue risultanze sia nella fase di impostazione, sia in quella di analisi delle verifiche effettuate e dei relativi follow-up.

Inoltre, il Collegio Sindacale si è sincerato della tempestiva attivazione dei presidi di controllo interno, anche nelle società controllate, ove ciò si sia reso necessario o anche solo opportuno in relazione alle circostanze del caso.

La Società, anche a livello di gruppo, si avvale inoltre di altri strumenti a presidio degli obiettivi operativi e degli obiettivi di compliance, tra cui un sistema strutturato e periodico di pianificazione, controllo di gestione e reporting, una struttura di governo dei rischi finanziari (principalmente rischi commodity e di cambio), un sistema di gestione dei rischi aziendali secondo i principi dell’Enterprise Risk Management (ERM), nonché il Modello di controllo contabile secondo la l. 262/2005 in materia di informazione finanziaria.

Con riferimento al modello ERM, risulta identificata una mappa dei principali rischi aziendali attraverso un’attività strutturata di risk mapping e di risk scoring realizzata mediante un processo di auto-valutazione dei rischi che ha coinvolto tutti i responsabili di Direzioni e Business Unit. Al Risk Officer di Edison è affidata la responsabilità di sovrintendere al processo di gestione dei rischi, supportando il management nel processo di definizione della strategia complessiva, delle politiche di rischio e nell’analisi, identificazione, valutazione e gestione dei rischi stessi, nonché nella definizione e gestione del relativo sistema di controllo e reporting.

Nell’ambito del modello ERM la Società ha da tempo adottato una Energy Risk Policy che, oltre a definire le linee di governo e controllo dei rischi (in particolare dei rischi legati alle oscillazioni dei prezzi delle commodity energetiche e al rischio di cambio delle stesse, ove in valuta estera) fissa specifici limiti di rischio.

Nel corso del 2014 la Società ha altresì realizzato gli interventi di adeguamento dei propri processi al fine di assicurare la compliance alla normativa EMIR.

Il Collegio ha periodicamente rivisto l’evoluzione della mappatura dei rischi secondo la metodologia ERM con i responsabili della funzione a ciò preposta.

Edison è dotata del modello organizzativo previsto dal decreto legislativo 231/2001 (“Modello 231”), di cui è parte integrante il Codice Etico, finalizzato a prevenire il compimento degli illeciti rilevanti ai sensi del decreto e, conseguentemente, l’estensione alla Società della responsabilità amministrativa. Nel 2014, in particolare, si è concluso l’aggiornamento di alcuni protocolli nell’ambito del modello 231 al fine di attivare specifici presidi idonei a contrastare le nuove fattispecie di reato introdotte dalla l. 190/ 2012 (“corruzione tra privati” e “induzione indebita a dare o promettere utilità”). Analoga attività di progressivo aggiornamento dei modelli 231 è stata svolta dalle società controllate.

L’Organismo di Vigilanza, con il supporto della Direzione Internal Audit, ha inoltre provveduto, nel corso dell’esercizio 2014, ad attuare iniziative di formazione del personale sui principi e le prescrizioni del Modello 231 ed ha monitorato l’evoluzione della normativa rilevante nell’ambito della l. 231/2001.



La Società è dotata di una procedura, parte integrante del Modello 231, per la comunicazione all’esterno dei documenti e delle notizie afferenti all’emittente, che prevede l’adozione di specifici presidi per la gestione delle informazioni di natura privilegiata.

In tema di internal dealing, fermi restando gli obblighi relativi alla disciplina del market abuse, la Società ha previsto, ai sensi di legge, in specifici periodi dell’anno, un obbligo di astensione dal compimento di operazioni su strumenti finanziari emessi dalla società e quotati in mercati regolamentati.

In relazione al 2014 il Consiglio di Amministrazione ha effettuato, sulla base delle informazioni ed evidenze raccolte, anche con il supporto dell’attività istruttoria del Comitato Controllo e Rischi, una valutazione complessiva dell’adeguatezza del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi ritenendo che esso sia complessivamente idoneo a consentire con ragionevole certezza un’adeguata gestione dei principali rischi identificati. Ad avviso del Collegio, alla luce delle informazioni acquisite, il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi della Società appare adeguato, efficace e dotato di effettiva operatività.

14. Il Collegio ha inoltre vigilato sull’adeguatezza e affidabilità del sistema amministrativo-contabile a rappresentare correttamente i fatti di gestione, ottenendo informazioni da parte dei responsabili delle rispettive funzioni, esaminando documenti aziendali e analizzando i risultati del lavoro svolto dalla società di revisione. Ai due Dirigenti preposti alla redazione dei documenti contabili societari sono state attribuite in modo congiunto le funzioni stabilite dalla legge e forniti adeguati poteri e mezzi per l’esercizio dei relativi compiti. Inoltre, all’Amministratore Delegato, per il tramite dei Dirigenti preposti, spetta l’attuazione del “Modello di controllo contabile ex l. 262/2005” avente l’obiettivo di definire le linee che devono essere applicate nell’ambito del Gruppo Edison con riferimento agli obblighi derivanti dall’art. 154-bis del decreto legislativo n. 58/1998 in tema di redazione di documenti contabili societari e dei relativi obblighi di attestazione. La predisposizione dell’informativa contabile e di bilancio, civilistica e consolidata, è disciplinata dal Manuale dei principi contabili di Gruppo e dalle altre procedure amministrativo-contabili che fanno parte del Modello ex l. 262/2005, inclusa la procedura di fast closing di cui si è dotata la Società.

Nell’ambito del Modello di cui alla l. 262/2005 sono formalizzate anche le procedure inerenti il processo di impairment in conformità al principio contabile IAS 36. L’analisi sulla recuperabilità dei valori degli asset e dell’avviamento è stata condotta con l’ausilio di un esperto indipendente altamente qualificato e condivisa dal Consiglio di amministrazione dell’11 febbraio 2015. Per una più completa descrizione delle metodologie ed assunzioni applicate si rimanda alla relativa nota del Bilancio Consolidato.

La procedura di impairment e le sue risultanze sono state monitorate dal Collegio Sindacale attraverso incontri con il management aziendale e la Società di Revisione e la partecipazione del Presidente alle riunioni del Comitato Controllo e Rischi che le ha esaminate.

Il Collegio Sindacale ha preso atto delle attestazioni rilasciate dall’Amministratore Delegato e dai Dirigenti preposti alla redazione dei documenti contabili societari di Edison S.p.A. in merito all’adeguatezza del sistema amministrativo-contabile in relazione alle caratteristiche dell’impresa ed all’effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio separato di Edison S.p.A. e del bilancio consolidato del Gruppo Edison. Inoltre, ha vigilato sul processo di informativa finanziaria, anche mediante assunzione di informazioni dal management della Società e valuta complessivamente adeguato il sistema amministrativo-contabile della società ed affidabile nel rappresentare correttamente i fatti di gestione.

15. Il Collegio ha vigilato sull’adeguatezza delle disposizioni impartite dalla Società alle controllate ai sensi dell’art. 114, comma secondo, del d.lgs. n. 58/98, accertandone, sulla base delle informazioni rese dalla Società, l’idoneità a fornire le informazioni necessarie per adempiere gli obblighi di comunicazione previsti dalla legge, senza eccezioni.



16. Per quanto concerne la verifica sulle modalità di concreta attuazione delle regole di governo societario, previste dal Codice di Autodisciplina della Borsa Italiana (“Codice”) nell’edizione in vigore, il Collegio ha svolto tale attività di verifica con l’assistenza della Direzione Affari Societari. La Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari dà conto delle raccomandazioni del Codice che il Consiglio di Amministrazione ha ritenuto di non attuare, fornendone la relativa motivazione e descrivendo l’eventuale comportamento alternativo adottato.

17. Il Consiglio d’Amministrazione della Società è attualmente composto da 10 amministratori, di cui tre indipendenti. La sua composizione rispetta le regole in tema di equilibri di genere. In data 12 dicembre 2014 il Consiglio di Amministrazione, a seguito delle dimissioni dalla carica di amministratore e Presidente del Consiglio di Amministrazione della società rassegnate dall’ing. Henri Proglio in data 3 dicembre 2014, ha proceduto alla cooptazione in consiglio, ai sensi dell’art. 2386 c.c., e dell’art. 14, n. 7 dello Statuto sociale, dell’ing. Jean-Bernard Lèvy che è stato contestualmente nominato Presidente del Consiglio di Amministrazione. Il Collegio Sindacale ha approvato la delibera di cooptazione assunta dal Consiglio di Amministrazione, come prescritto dall’art. 2386, comma primo, c.c.

Nel corso dell’esercizio 2014 hanno altresì rassegnato le proprie dimissioni dalla carica di amministratore della Società il dott. Pierre Lederer e il dott. Jorge Mora. In entrambi i casi, il Consiglio di Amministrazione della Società ha deliberato di rimettere alla prossima assemblea ogni decisione circa la loro sostituzione.

Il Collegio Sindacale ha valutato la legittimità di tale decisione del consiglio di amministrazione, senza formulare rilievi, riscontrando anche le proposte che il consiglio di amministrazione della Società, nella riunione dell’11 febbraio 2015, ha deliberato di sottoporre all’Assemblea annuale di approvazione del bilancio 2014.

Nel 2014 il Consiglio di amministrazione ha proceduto ad un’autovalutazione della dimensione, della composizione e del funzionamento del Consiglio stesso e dei suoi comitati, i cui risultati sono stati presentati alla riunione del Consiglio di Amministrazione dell’11 febbraio 2015 e sono richiamati nella Relazione sul governo societario e sugli assetti proprietari.

In merito alla procedura seguita dal Consiglio d’Amministrazione ai fini della verifica dell’indipendenza dei propri consiglieri, il Collegio Sindacale ha proceduto alle valutazioni di propria competenza, constatando la corretta applicazione dei criteri e delle procedure di accertamento dei requisiti di indipendenza di cui alla legge e al Codice di Autodisciplina ed il rispetto dei requisiti di composizione dell’organo amministrativo nel suo complesso.

In occasione dell’ultima verifica sulla sussistenza dei requisiti d’indipendenza avvenuta in data 11 febbraio 2015 e con specifico riferimento alla permanenza ininterrotta nella carica per più di nove anni sugli ultimi dodici da parte del Consigliere Prof. Gian Maria Gros-Pietro, il Consiglio di Amministrazione ha confermato la permanenza del requisito d’indipendenza in capo al citato Consigliere avendo riguardo, tra l’altro a criteri sostanziali ed alle qualità etiche e professionali dell’interessato. Tale Consigliere svolge, inoltre, la funzione di Lead Independent Director dall’ottobre 2012 ed in tale funzione ha promosso una riunione di soli amministratori indipendenti nel 2014 nella quale si è impostato il processo di autovalutazione del consiglio.

Infine, il Collegio ha verificato il possesso, da parte dei componenti del Collegio Sindacale stesso, dei medesimi requisiti di indipendenza richiesti per gli amministratori ed ha fatto propria la raccomandazione del Codice di Autodisciplina, che prescrive di dichiarare l’interesse proprio o di terzi in specifiche operazioni sottoposte al Consiglio di Amministrazione; nel corso del 2014 non si sono verificate situazioni relativamente alle quali i componenti del Collegio Sindacale abbiano dovuto effettuare tali dichiarazioni.

All’interno del Consiglio d’Amministrazione risultano istituiti i seguenti comitati:• Comitato Controllo e Rischi, con funzioni di natura consultiva e propositiva, che riferisce al

Consiglio d’Amministrazione almeno semestralmente sull’attività svolta e sull’adeguatezza del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi; tale comitato è composto di quattro



amministratori non esecutivi, di cui solo due indipendenti, e si è riunito 5 volte nel 2014; la prescrizione del Codice di Autodisciplina circa l’integrale composizione del Comitato Controllo e Rischi con amministratori indipendenti non risulta rispettata per le motivazioni esposte nella Relazione 2014 sul Governo Societario e sugli Assetti Proprietari;

• Comitato per la Remunerazione, composto da quattro amministratori non esecutivi, di cui tre indipendenti e si è riunito 2 volte nel corso del 2014;

• Comitato Indipendenti, composto da tre amministratori indipendenti, che ha tenuto 4 riunioni durante il 2014, nel corso delle quali ha esaminato quattro operazioni con parti correlate di Minore Rilevanza (tre operazioni nell’ambito del progetto di razionalizzazione e valorizzazione delle attività di produzione elettrica da fonti di energia rinnovabile ed un’operazione relativa ad un contratto di servizi reciproci tra Edison ed EDF SA), sulle quali il Comitato Indipendenti ha rilasciato il proprio parere.

Si rinvia alla Relazione sul Governo societario e gli Assetti proprietari per ulteriori approfondimenti sulla corporate governance della Società in merito alla quale il Collegio non ha rilievi da formulare.

18. Il Collegio Sindacale ha esaminato la Relazione sulla remunerazione approvata dal Consiglio di amministrazione l’11 febbraio 2015 su proposta del Comitato per la remunerazione e ne ha verificato la conformità alle prescrizioni di legge e regolamentari, la chiarezza e completezza informativa con riguardo alla politica di remunerazione adottata dalla Società.

19. Il Collegio Sindacale ha altresì esaminato le proposte che il Consiglio di Amministrazione ha deliberato di sottoporre all’assemblea, e dichiara di non avere osservazioni al riguardo.

20. Infine il Collegio Sindacale ha svolto delle proprie verifiche sull’osservanza delle norme di legge inerenti la formazione del progetto di bilancio separato e di bilancio consolidato di Gruppo al 31 dicembre 2014, delle rispettive note illustrative e della Relazione degli Amministratori a corredo degli stessi, in via diretta e con l’assistenza dei responsabili di funzione ed attraverso le informazioni ottenute dalla società di revisione. In particolare, il Collegio Sindacale, in base ai controlli esercitati e alle informazioni fornite dalla società, nei limiti della propria competenza secondo l’art. 149, d. lgs. 58/98, dà atto che i prospetti del bilancio separato e del bilancio consolidato di Edison S.p.A. al 31 dicembre 2014 sono stati redatti in conformità alle disposizioni di legge che regolano la loro formazione e impostazione e agli International Financial Reporting Standards” emessi dall’International Accounting Standards Board, in base al testo pubblicato nella Gazzetta Ufficiale delle Comunità Europee.

Il bilancio separato e quello consolidato sono accompagnati dalle prescritte dichiarazioni di conformità sottoscritte dall’Amministratore Delegato e dai Dirigenti Preposti alla redazione dei documenti contabili societari.

* * * * *Sulla base di quanto sopra riportato, a compendio dell’attività di vigilanza svolta nell’esercizio, il Collegio Sindacale non ha rilevato specifiche criticità, omissioni, fatti censurabili o irregolarità e non ha osservazioni, né proposte da formulare all’assemblea ai sensi dell’art. 153 del D. Lgs. n. 58/1998, per quanto di propria competenza in ordine al bilancio separato ed al bilancio consolidato, alle relative note illustrative ed alla relazione sulla gestione, non rilevando motivi ostativi all’approvazione delle proposte di delibera formulate dal Consiglio di Amministrazione all’Assemblea.

Milano, 17 febbraio 2015

Il Collegio Sindacaleavv. prof. Serenella Rossi Presidentedott. Leonello Schinasi Sindaco effettivodott. Giuseppe Cagliero Sindaco effettivo


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Relazione Finanziaria 2014 - Relazione sulla gestione (pubblicato il 18 febbraio 2015)

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